IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2020 - 78

La penetración de energía renovable, baterías
y VE con tecnología de vehículo a red
dificultará mucho la gestión de la red eléctrica.
y donde la autoridad normativa haya otorgado su aprobación
de acuerdo con la Directiva Europea 2019/944. Por lo tanto,
en las redes europeas, las fuentes flexibles basadas en almacenamiento serán proporcionadas por empresas del mercado, mientras que las que utilizan tecnologías de respuesta
a la demanda (RD) serán proporcionadas por clientes y/o
agregadores, como minoristas, proveedores de servicios de
flexibilidad (FSP, por sus siglas en inglés), parques de negocios inteligentes, plataformas de gestión de flotas de VE, etc.
Por lo tanto, se deben organizar nuevos servicios de flexibilidad para garantizar los pagos de servicios y la gestión de la flexibilidad. A nivel de distribución global, están
surgiendo dos modelos principales para las operaciones de
servicios de flexibilidad: una relación directa GRD-cliente
y una relación GRD-FSP en la que el FSP podría administrar los activos de diferentes clientes. Sin embargo, la Comisión Europea permite solo operaciones GRD-FSP, mientras
que no autoriza operaciones directas GRD-cliente. A nivel
de la Unión Europea, recientemente se establecieron las
reglas generales a las que deben adherirse dichos servicios,
aunque existen diferentes modelos que podrían aplicarse a
nivel nacional. La Comisión Europea ha establecido su preferencia por un esquema basado en el mercado para regular
las transacciones de flexibilidad [Directiva (UE) 2019/944,
complementada por 2019/943].
Los modelos de relación entre el gestor de redes de
transmisión (GRT), la parte responsable del balance (un
participante del mercado o un representante elegido que es
responsable de los desequilibrios en el mercado eléctrico),
el GRD y los clientes definen diferentes paradigmas de
mercado. Estos mercados facilitan las tareas relacionadas
con la planificación, el control, la validación, el despacho,
la facturación, etc., pero, en la normativa europea, algunos
actores diferentes tienen papeles específicos dentro de los
mercados. Este hecho proporciona varios escenarios legales
de acuerdo con la normativa europea: mercados separados
de gestión de la congestión de GRT y GRD, un mercado
combinado de GRT y GRD, y un mercado combinado de
equilibrio y gestión de la congestión. Cada una de estas
opciones presenta diferentes desafíos. Hay varias iniciativas
europeas que investigan y desarrollan diferentes modelos de
mercado a nivel nacional.
Además, la estructura del mercado determina el grado
de interacción entre los actores. Por ejemplo, en España y
Portugal (la Península Ibérica), el operador designado del
mercado eléctrico es OMIE, que gestiona tanto un mercado
del día en adelanto como un mercado intradiario. Este es uno
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de los enfoques más comunes. No obstante, están surgiendo
otros tipos de mercados, como el tipo distribuido con energía
transactiva entre pares. En este sentido, algunas líneas de
investigación e iniciativas internacionales están explorando
la aplicación de nuevas tecnologías, como blockchain, a los
mercados energéticos para mejorar la ciberseguridad y la
confiabilidad.
En resumen, las fuentes flexibles son necesarias para gestionar la congestión, a fin de mejorar la calidad del servicio
en las redes de los GRD. En este sentido, son posibles diferentes escenarios fuertemente condicionados por normativas. De acuerdo con las normativas europeas, un GRD no
puede poseer y controlar directamente las fuentes de energía
distribuida (FED) (es decir, almacenamiento, FER, RD, etc.)
a menos que lo autoricen las autoridades reguladoras nacionales. Sin embargo, otros mercados con normativas menos
restrictivas (es decir, el mercado de LATAM) podrían estar
más abiertos a la innovación ágil, brindando la oportunidad
para que los GRD prueben directamente diferentes tecnologías y sus ventajas en las redes eléctricas, sin requerir necesariamente la presencia de agregadores y otros terceros en
el proceso.

Gestión de la flexibilidad
La penetración de energía renovable, baterías y VE con
tecnología de vehículo a red (V2G, por sus siglas en inglés)
dificultará mucho la gestión de la red eléctrica. El control
de las FED y la gestión de la congestión son especialmente
importantes para la integración de energías renovables, ya
que la disponibilidad de las FER depende, en gran medida,
del clima. Las baterías pueden suavizar este efecto, pero tienen una capacidad limitada y requieren una gestión compleja
para lograr beneficios óptimos. Tanto la generación renovable como las baterías podrían extenderse por toda la red de
distribución, incluida la distribución primaria (a media tensión) y la distribución secundaria (a baja tensión). Además, a
nivel de distribución secundaria, los VE con tecnología V2G
serán una preocupación adicional en las redes inteligentes,
ya que pueden funcionar como carga o como "baterías con
ruedas" móviles. En concreto, gestionar la congestión es
una de las principales preocupaciones de las empresas de
distribución, que deben ser capaces de gestionar la energía
y el estado de las redes sin ejercer control directo sobre la
generación de energía. Si los agregadores proporcionaran
servicios de flexibilidad, sería posible establecer un proceso de manejo de la congestión coordinado y distribuido.
Así, el GRD orquestaría la gestión, intercambiando reglas e
septiembre/octubre 2020

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