Empresas y finanzas

Transición Ecológica y OMIE lanzan los mercados locales de electricidad

  • Quieren probar este año cinco prototipos con características diferentes
  • Se retribuirá por evitar congestiones de las redes y vertidos de energía renovable
  • Se cobrará un término fijo y otro variable por el servicio prestado

La Cartera dirigida por Teresa Ribera y el Operador del mercado eléctrico (Omie) tienen previsto lanzar este año hasta cinco proyectos piloto de mercados locales de electricidad. A grandes rasgos, se cobrará por modular el consumo y la inyección de energía -por ejemplo, con las baterías domésticas o de los vehículos eléctricos-, en el caso de que las redes de distribución no puedan evacuar toda la generación renovable que tengan conectada.

Los mercados eléctricos europeos cada vez están más interconectados; España y Portugal, sin ir más lejos, prácticamente operan al unísono y la luz tiene casi siempre el mismo precio. Bruselas quiere integrar los mercados de la UE aún más, implantando reglas comunes e independientes de la ubicación de los generadores y los consumidores. Para ello son claves las redes, tanto las de transporte como las de distribución, porque no puede haber un único precio si la energía no fluye por ellas sin restricciones.

Ahora bien, en un futuro próximo, con el incremento de la generación renovable -el Gobierno quiere su peso crezca desde el 40% actual hasta el 74% en 2030, lo que garantiza puntas superiores al 100%-, habrá momentos del día en que la generación verde será muy superior a la capacidad de las redes, con lo que se desperdiciará mucha energía; ya hoy ocurre con el 4% de la producción renovable, según los datos de Bloomberg New Energy Finance, aunque REE lo reduce al 0,01%, apenas 20 GWh en 2019.

Evitar vertidos de renovables

Para evitar estos vertidos, que pueden generalizarse al mediodía, cuando la producción solar sea masiva, hay dos opciones, o bien se construyen más redes que evacuen los excedentes de energía hasta los puntos de consumo, o bien se aprovechan localmente, cerca de la generación, con sistemas que flexibilicen la demanda -consuman cuando convenga- al objeto de evitar las congestiones y disminuyan las inversiones en ampliar los tendidos.

La Directiva 2019/944 sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, recomienda incentivar a las empresas distribuidoras para que contraten esos servicios de flexibilidad con procedimientos de mercado, y el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (Idae), organismo dependiente del citado Ministerio, y Omie, han recogido el guante.

Las dos entidades han lanzado el proyecto Iremel (siglas de Integración de Recursos energéticos a través de MErcados Locales de electricidad), para estudiar la implantación de mercados eléctricos locales que presten los servicios de flexibilidad.

El año pasado lanzaron una consulta pública para recabar ideas sobre cambios normativos, las barreras existentes, la relación entre los mercados locales y el mercado ibérico, la coordinación entre los operadores de las redes, etcétera.

Este año quieren probar con cinco prototipos en distintas regiones, con distintas redes, distintos recursos distribuidos -paneles solares, aerogeneradores, vehículos eléctricos, baterías...- y distintos agentes, como distribuidoras, comercializadoras, consumidores activos, agregadores de demanda... Confían en que los próximos Presupuestos Generales del Estado les asignen los fondos necesarios.

Pagos por productos y por servicios

Los participantes de los mercados locales cobrarán de las distribuidoras por productos de energía que eviten congestiones puntuales o firmarán un contrato con ellas para prestar servicios de flexibilidad constantes, que prevengan congestiones permanentes.

Idae y Omie ya han definido algunos de los elementos de estos nuevos mercados. Así, los participantes ofertarán 0,1 MWh como mínimo y se usarán dos mecanismos de negociación: mercado continuo y subasta. La remuneración tendrá dos términos, uno fijo, resultado de la subasta de adjudicación del servicio, y otro variable cada vez que se active el producto asociado al servicio.

En el caso de que la distribuidora prevea congestiones o problemas en las redes que aconsejen activar los servicios de flexibilidad, informará a Omie de la necesidad de abrir a negociación el mercado local y de la cantidad de energía vertida que debe incrementarse o reducirse, aumentando o disminuyendo el consumo. Posteriormente, informará a las instalaciones afectadas de la eventualidad para que puedan hacer sus ofertas y seleccionará las más competitivas.

La participación en estos mercados locales no estará reñida con la participación en el mercado global; únicamente quedarían excluidas si se dan congestiones que impidan el flujo de la energía asociada.

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