España ha vivido un año 2019 con muchas novedades relativas al desarrollo de instalaciones fotovoltaicas con autoconsumo mediante la aplicación del Real Decreto 244/2019 de 5 de abril. Sus precedentes claros relacionados son los RD 15/2018 y RD 900/2015. En este post nos aproximamos al marco regulatorio europeo y español de las redes de distribución para la generación distribuida, que tiene como objetivo mejorar el suministro de electricidad sostenible.
En primera instancia debemos definir qué es la generación distribuida y cuáles son los agentes relacionados. Según la Directiva (UE) 2019/944 de 5 Junio sobre normas comunes para el mercado interno de electricidad (enmienda de la Directiva 2012/27) la generación distribuida, entre otros aspectos, es aquella instalación de generación conectada a la red de distribución. Los agentes que participan son la GD/DG (Generación Distribuida), DER (Recursos Energéticos Distribuidos: GD, consumidor activo, vehículo eléctrico, almacenamiento, …), RES (Generación Renovable) y DSO (empresa de distribución). En otros posts hemos explicado extensamente qué son los DER.
Por otro lado, la generación distribuida también se caracteriza por desarrollarse en un negocio liberalizado, la participación de agentes de tamaños muy diferentes y el impulso de las políticas fiscales.
El acceso a la red puede realizarse mediante cargos por conexión a red o por cargos por uso de red y, en su caso, el acceso al mercado implica la separación de actividades de DG y de la DSO y, además, la posibilidad de participar en servicios de red y del sistema.
Normativas
España, a través de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, ha planteado recientemente la metodología y condiciones del acceso y de la conexión a las redes de transporte y distribución de las instalaciones de producción de energía eléctrica. Concretamente, el pasado mes de junio.
Otros países, como Canadá, ponen al alcance del público información relativa a la potencia disponible por nudo en Hydro One Distribution; Reino Unido dispone de mapas de calor (Northern Power); y EEUU ha habilitado mapas de capacidad eléctrica alrededor del país.
Además, en Europa la reducción de los costes administrativos relativos al acceso a red los encontramos en la Directiva RES (UE) 2018/2001, art. 16 y 17. Entre otros aspectos importantes, informan que el punto de contacto es único para todo el proceso, incluido el acceso a la red; la decisión final es legalmente vinculante; y el proceso de concesión de permisos no debe exceder los 2 años (1 año si la instalación es menor a 150kW).
Debemos añadir que el Art. 21 de la Directiva Renovables sobre promoción de generación autónoma establece que las soluciones para recuperar los costes de red pasan por agregar y limitar energía.
Las modalidades son Net mettering (= E3-E1) y Net billing (= E3).
Participación en el sistema
¿Cuáles son las posibilidades de acceso al mercado y participar en servicios de red y del sistema?
En Alemania la Ley permite que las DSO limiten la generación fotovoltaica en situaciones de emergencia. En instalaciones fotovoltaicas mayores de 30 kWp las DSO establece un comunicado para reducción (existen reglas predefinidas); en instalaciones menores de 30 kWp se aplica la opción anterior o el límite de inyección al 70% de la capacidad nominal. Además, en Alemania existen préstamos de bajo interés del Banco Estatal para la adquisición de baterías de acumulación energética.
En cambio, por ejemplo en Bélgica existen mercados de balance con agregación de DER. En España disponemos de control de tensiones mediante los RRDD 436/2004, 661/2007 y 1565/2010.
Además, existen fórmulas de remuneración flexibles: contratos de participación en beneficios con riesgos compartidos a través de un factor de predefinido.
En cuanto a los períodos regulatorios de más extensión en España se sitúan entre los 4 a 6 años, en Reino Unido de 5 a 8 años e Italia de 4 a 8 años.
También hay planes de inversión obligatorios que incluyen redes inteligentes y DER, por ejemplo, en España, Reino Unido e Italia.