Este lunes cerró el plazo para presentar alegaciones para la resolución emitida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) que define los patrones de funcionamiento de las instalaciones de almacenamiento para optimizar el uso de la red eléctrica y el 13 de septiembre concluirá la consulta pública que detalla la figura y actuación del agregador independiente, propuesta por el MITECO. 

En diálogo con Energía Estratégica España, Jorge Andrey, abogado especializado en energía y socio en Samsø, ha aportado una visión crítica sobre las recientes normativas que afectan al mercado energético en España ya que, mientras que la propuesta de RD de contratación y suministro incluye disposiciones para fomentar la flexibilidad, la resolución emitida por la CNMC limita los horarios de inyección y consumo.

Concretamente, el documento establece un bloque horario permitido para la inyección de la red en modo generación entre las 0:00 y las 10:59 y las 18:00 y 23:59, mientras que el consumo de potencia estaría permitido entre las 0:00 y las 7:59 y las 11:00 y las 17:59.

Por su parte, el agregador independiente es definido como un sujeto que combina múltiples consumos o generación de electricidad de consumidores, productores o instalaciones de almacenamiento, para su venta o compra en los mercados de electricidad. 

Esta figura permite a los consumidores finales, como los que utilizan autoconsumo o almacenamiento descentralizado, participar en el mercado de energía sin depender de su comercializador​

El Real Decreto y la resolución de la CNMC: Dos enfoques en tensión

Andrey subraya que el Real Decreto del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) establece un marco normativo que reconoce la figura del agregador independiente de demanda, un avance crucial para fomentar la flexibilidad en el mercado eléctrico. 

Sin embargo, destaca que la resolución de la CNMC debería complementar este marco normativo, pero en la práctica, “restringe esa flexibilidad”, especialmente en lo que respecta al almacenamiento descentralizado y al autoconsumo colectivo. 

“Queremos flexibilidad, pero después dice que la flexibilidad sólo puede ser a unas horas inflexibles; eso no tiene mucho sentido”, comenta el abogado, señalando la contradicción intrínseca en las políticas.

Por su parte, sugiere que esto beneficia a las distribuidoras al reducir la complejidad de gestión que implicaría la incorporación de mayor flexibilidad en sus operaciones y argumenta: “Esto es un reglamento para hacerle la vida más fácil a las distribuidoras”. 

En este sentido, indica que, aunque la digitalización y la inversión en nuevas tecnologías son necesarias para gestionar esta flexibilidad que proponen las nuevas tecnologías renovables, “las distribuidoras históricamente han preferido invertir en infraestructura tradicional, como el cableado, en lugar de en soluciones digitales”.

La normativa actual, según Andrey, coloca a las baterías y al almacenamiento descentralizado en una posición de desventaja. 

Las restricciones de la CNMC no ofrecen excepciones para las comunidades energéticas, el autoconsumo colectivo u otras configuraciones descentralizadas que podrían beneficiarse de la flexibilidad de las baterías. 

“En el caso de las comunidades energéticas y autoconsumo colectivo, por ejemplo, quienes quieran utilizar baterías y elementos de flexibilidad no van a poder, porque no les va a salir a cuenta”, explica el socio en el estudio Samsø.

No obstante, considera que el almacenamiento a gran escala en la red de alta tensión puede beneficiarse de las normas.

De esta manera, coincide con Ángel Gómez Vallejo, Head of Business Development de Solek Holding SE, que en diálogo con Energía Estratégica España, manifestó que permitirá conseguir conexiones para sistemas que actualmente están restringidas y que impulsará el desarrollo de “numerosos proyectos en los próximos años”. [Ver nota completa]