Central eléctrica virtual

Descripción

El concepto de las centrales eléctricas virtuales (VPP) da un giro a la idea más tradicional de depender de centrales eléctricas centralizadas (que a menudo emiten CO₂) para obtener una producción de energía predecible y fiable. A medida que cada vez más productores independientes de energía, tanto pequeños como grandes, se incorporan al mercado, la energía solar, la eólica y otras fuentes de energía renovables (FER) se han integrado en la red eléctrica de toda Europa, allanando el camino hacia una infraestructura energética limpia y sostenible. Sin embargo, la integración de estos recursos energéticos distribuidos (RED) en la red plantea varios retos relacionados con la congestión del transporte y/o la estabilidad de la tensión y la frecuencia; las energías renovables, en particular, están creando problemas de fiabilidad debido a su naturaleza incierta e intermitente. Esta energía limpia ha revolucionado la red eléctrica y ha creado la necesidad de nuevos modelos y soluciones para su integración.

Un VPP agrupa muchos DER dispersos e independientes en un único agente operativo que actúa como una central eléctrica tradicional, con una capacidad de generación similar y considerable, lo que le permite participar en los mercados del sistema eléctrico (tanto mayoristas como minoristas) o vender servicios al operador. Así, una VPP representa una cartera flexible de DER que permite a los agentes más pequeños del sistema eléctrico (es decir, consumidores, productores, prosumidores o cualquier combinación de estos) participar en los mercados de la electricidad y prestar servicios a la red.

Central eléctrica virtual (IRENA, 2019)

Las VPP pueden facilitar la integración de las fuentes de energía renovables (FER) al ofrecer servicios de flexibilidad tanto del lado de la demanda como de la oferta a la red principal. Las VPP pueden agregar recursos de respuesta a la demanda o unidades de almacenamiento de energía que respondan a las necesidades de la red (flexibilidad del lado de la demanda), así como incorporar unidades de respuesta rápida, como condensadores y baterías, junto con centrales de cogeneración y de biogás para optimizar la generación de energía (flexibilidad del lado de la oferta). A través de estos dos tipos de servicios básicos, las centrales eléctricas virtuales pueden aportar beneficios tangibles como (IRENA, 2019):

• Apoyar el funcionamiento de la red mediante diversos servicios auxiliares
  • Gestión de la demanda y desplazamiento de la carga en tiempo real basándose en señales de precios para reducir la demanda máxima, lo que justifica el aplazamiento de inversiones en infraestructura de la red de transporte y distribución
  • Servicios de equilibrio y cumplimiento de los requisitos de variación de potencia mediante plataformas de optimización para compensar las fluctuaciones de la producción variable de las energías renovables
  • Aumentar la flexibilidad local a nivel del sistema de distribución, si existe un mercado regional de flexibilidad
• Reducción del coste marginal de la electricidad
  • Reduciendo o desplazando la carga durante los picos de demanda para evitar el uso de grandes centrales eléctricas (de combustibles fósiles) que satisfagan una pequeña cantidad de demanda eléctrica a un coste elevado, o
  • Sustituyendo por completo la central eléctrica de picos por el despacho de los recursos de energía distribuida (DER) agregados y las baterías cargadas
• Optimizar la inversión en infraestructura del sistema eléctrico
  • Ahorrando en los costes de nuevas incorporaciones de capacidad y/o refuerzo de la red gracias a la provisión de capacidad de reserva operativa en tiempo real procedente de los recursos distribuidos (DER) ya conectados, al tiempo que se les proporcionan ingresos adicionales mediante su participación en los mercados auxiliares cuando sea necesario.

Problemas que hay que resolver

Contexto de la ciudad

Los gobiernos locales pueden desempeñar un papel clave a la hora de apoyar el desarrollo de las VPP y permitir el acceso al mercado de los agregadores y otros agentes del mercado. Puede ser una tarea compleja que requiera cambios institucionales y actualizaciones normativas. No obstante, los operadores de VPP responden a las señales del mercado, y la política local puede crear claridad, comunicar los niveles de prioridad y reducir las barreras de entrada. Además, los gobiernos locales pueden implicar a las partes interesadas y a los ciudadanos en torno a las necesidades y oportunidades, e incluso convertirse ellos mismos en operadores de VPP en iniciativas específicas dirigidas por los municipios, por ejemplo, las Empresas de Servicios Energéticos (EsCos) de propiedad municipal en el Reino Unido. Algunos factores clave para permitir el despliegue pueden resumirse en dos temas (IRENA, 2019)

• Marco regulador, que debe permitir a los agregadores participar en el mercado mayorista y también en el mercado de servicios auxiliares. Un mercado mayorista liberalizado sin límites de precios (especialmente con mercados al contado) es esencial para que los agregadores surjan y se establezcan. Los principales incentivos para la creación de un agregador proceden bien de la diferencia entre los precios de punta y fuera de punta en los mercados mayoristas, bien de las señales de los GRT para suministrar reserva de control u otros servicios auxiliares.
• Infraestructura tecnológica habilitadora, que debería permitir la comunicación bidireccional en tiempo real y la transferencia de datos entre los operadores de VPP y los DER conectados. Las autoridades locales podrían promover y apoyar el desarrollo de proyectos de infraestructura de red inteligente, en particular el amplio despliegue de infraestructura de medición avanzada, que comprende contadores inteligentes, infraestructura de comunicación de banda ancha, control remoto de la red y sistemas de automatización (digitalización de la red). Esto ayudará a mejorar la eficiencia de la red, ya que los datos recogidos pueden utilizarse para predecir mejor la demanda. A su vez, esto permitiría la aplicación de herramientas y técnicas de previsión avanzadas, necesarias para predecir la generación de energía a partir de renovables, así como las cargas en el sistema eléctrico.

Factores de apoyo

• Desplegar infraestructuras TIC habilitadoras, como activos DER de carga y suministro controlables; contadores inteligentes, pasarelas domésticas y electrodomésticos inteligentes para la gestión de la energía; algoritmos avanzados de gestión y previsión de la energía; y comunicación bidireccional en tiempo real entre el agregador y los activos de la red.
• Fomentar la normalización y los protocolos de comunicación interoperables comunes para la coordinación entre los operadores del sistema, los operadores de la red y los prosumidores.
• Introducir normativas que permitan a los DER prestar servicios a la red principal, así como a los agregadores participar en los mercados mayoristas de electricidad y de servicios auxiliares.
• Garantizar señales de precios claras para guiar el funcionamiento de los agregadores.
• Introducir normativas que obliguen a implantar contadores inteligentes e infraestructuras de red inteligentes.
• Crear mercados locales a nivel de distribución para que los DSO contraten servicios que eviten la congestión de la red y garanticen su estabilidad.
• Establecer normas para la recopilación, gestión e intercambio de datos entre los agentes del mercado para garantizar la privacidad de los consumidores.
• Introducir normativas que establezcan funciones y responsabilidades claras para las partes del mercado, así como definir metodologías estandarizadas, por ejemplo, para calcular precios dinámicos.
• Fomentar mercados minoristas liberalizados que funcionen correctamente y faciliten la entrada en el mercado a nuevos agentes, así como productos y modelos de precios innovadores, adaptados a las distintas necesidades de los clientes.

Iniciativas gubernamentales

En los países europeos, la implantación de sistemas energéticos locales está respaldada por numerosas iniciativas y políticas a escala europea o nacional, donde muchos proyectos de investigación y desarrollo, que se benefician de financiación nacional o europea, se centran en las redes inteligentes, la eficiencia energética, la integración de recursos renovables distribuidos, la gestión inteligente de las redes y mucho más.

En el contexto de las políticas de la UE, los impulsores políticos de estos proyectos incluyen el aumento de la congestión de la red y de la demanda energética, el cambio climático, el agotamiento de los combustibles fósiles, el envejecimiento de la infraestructura de la red eléctrica y el mercado interior europeo de la energía; todos estos factores que impulsan la implantación de sistemas energéticos locales se han inspirado en el último paquete de medidas de la UE sobre clima y energía "Energía limpia para todos los europeos", y ahora en el nuevo Acuerdo Verde Europeo.

Una iniciativa digna de mención es la creación del Grupo de Trabajo sobre Redes Inteligentes (SGTF) como parte del tercer paquete energético de la UE en 2009 para asesorar sobre políticas y normativas relativas a la implantación de redes inteligentes. Por ejemplo, en el marco del desarrollo de una norma común para las redes inteligentes europeas, la CE ha emitido varios mandatos a las Organizaciones Europeas de Normalización (OEN) con el fin de establecer normas para la interoperabilidad de los contadores inteligentes de los servicios públicos, normas de carga de vehículos eléctricos y altos niveles de servicios y operaciones de redes inteligentes.

Actualmente, la UE está ordenando a los países miembros que actualicen sus normativas sobre el mercado eléctrico y las energías renovables para permitir que las comunidades actúen como agregadores de generación renovable, cargas flexibles y servicios de almacenamiento a la red general, allanando el camino hacia las microrredes comunitarias.

Mapeo de las partes interesadas

Mapa de partes interesadas (BABLE, 2021)

Potencial del mercado

El mercado de los VPP está impulsado por el creciente cambio hacia la generación distribuida y las dinámicas de mercado descentralizadas dentro del sector energético. Esto se debe al creciente interés por la descarbonización, la electrificación y la digitalización, donde los rápidos avances en las tecnologías digitales, así como en los sistemas de generación y almacenamiento de energía, ofrecen soluciones inteligentes a la creciente demanda mundial de electricidad (Navigant Research, 2020).

Como resultado, el tamaño del mercado mundial de VPP se valoró en 870 millones de dólares en 2019 y se prevé que alcance los 2.850 millones de dólares en 2027, con una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 27,2 % (Fortune Business Insights, 2020). Sin embargo, se espera que la caída de las inversiones en proyectos energéticos a raíz de la pandemia de COVID-19 frene el crecimiento del mercado. Por ejemplo, los países europeos están experimentando una caída significativa de la inversión en infraestructura de TI (IDC, 2020), algo esencial para el despliegue generalizado de aplicaciones de VPP. Los gobiernos de todo el mundo se enfrentan a restricciones presupuestarias que les han obligado a replantearse la transición a las energías renovables y a retrasar las reformas del sector eléctrico.

Capacidad de las VPP por región (Guidehouse Insights, 2020)

Europa se considera la cuna de las centrales eléctricas virtuales, donde la demanda se ha visto impulsada por un gran impulso a las inversiones en energías renovables y sistemas de almacenamiento de energía. Por eso, las VPP europeas se han centrado más en la agregación de recursos distribuidos (DER) del lado de la oferta y en la integración de las energías renovables, en lugar de en aplicaciones de respuesta a la demanda —que otras regiones, como Norteamérica, han incorporado a sus VPP—. En Europa, las plataformas de VPP están evolucionando hacia capacidades más sofisticadas para maximizar el valor de la flexibilidad de la red y permitir el comercio inteligente de energía a través de las fronteras. Aun así, se está produciendo un cambio hacia activos más mixtos, en los que las VPP incluyen más recursos del lado de la demanda, así como almacenamiento de energía y vehículos eléctricos (Guidehouse Insights, 2019).

Modelos operativos

En términos generales, los operadores de VPP —también conocidos como «agregadores»— buscan gestionar de forma óptima su cartera de unidades de recursos energéticos distribuidos (RED) y generar los máximos ingresos para sus participantes, ya sea pujando en el mercado de comercio de energía o prestando servicios auxiliares a los operadores de la red. La configuración de una VPP y sus requisitos técnicos dependen del tipo de participación en el mercado, los clientes a los que va dirigida (por ejemplo, pequeños productores o instalaciones industriales) y los tipos de recursos energéticos distribuidos (RED) que componen la cartera de la VPP (ABB, 2017).

Por eso, los modelos de negocio y operativos se pueden clasificar, a grandes rasgos, en tres «funciones» principales en el mercado: (1) previsión, comercialización y restricción de las energías renovables; (2) agregación de la flexibilidad de la red a partir de las energías renovables; y (3) agregador de respuesta a la demanda. Sin embargo, los límites entre estos modelos son difusos y dependen en gran medida de la estructura y la regulación del mercado energético en el que opera el agregador (Next Kraftwerke, 2020).

Posibles modelos operativos (Next Kraftwerk, 2020), (ABB, 2017)