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RESUMEN DE REUNIÓN Nº 4 GRUPO DE TRABAJO SOBRE SMART GRIDS
16 – Marzo - 2012
Reunión nº 4
Análisis de la normativa relacionada con la generación distribuida
1. PARTICIPANTES..................................................................................................................... 2
2. AGENDA DE LA REUNIÓN .................................................................................................... 3
3. CONTENIDO DE LA REUNIÓN .............................................................................................. 4
3.1. Valoración del impacto en las redes de distribución de la implantación de la generación
distribuida. .............................................................................................................................. 4
3.2. Análisis de la Propuesta de Real Decreto de Balance Neto. ............................................. 11
3.3. Análisis de configuraciones de medida y suministro para generación de pequeña potencia
y balance neto. ..................................................................................................................... 20
3.4. Experiencia respecto a los requisitos que deberían cumplir los sistemas de
comunicaciones de los generadores de pequeña potencia para ponerse en contacto, y en
su caso, adscribirse, al centro de control del DSO. ¿Sería necesaria una mayor
regulación técnica al respecto? ........................................................................................... 22
3.5. Comentarios respecto a los criterios para la determinación de la potencia nominal
máxima disponible de conexión establecidos en el Anexo I del Real Decreto 1699/2011
de producción de energía eléctrica de pequeña potencia ................................................. 23
3.6. Propuesta de desarrollos normativos necesarios a nivel técnico ...................................... 24
4. CONCLUSIONES Y ACUERDOS ........................................................................................ 27
5. DEFINICIÓN DE PRÓXIMAS ACCIONES ........................................................................... 28
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1. PARTICIPANTES
Nombre y apellidos Empresa Correo electrónico
Javier Latorre Arranz Gas Natural Fenosa [email protected]
Manuel Delgado Fernández Gas Natural Fenosa [email protected]
Ángel Díaz Gallo Tecnalia [email protected]
José Luis Mata REE [email protected]
Santiago Blanco Indra [email protected]
Gabriel Tévar Bartolomé Endesa [email protected]
Juan González Lara Endesa [email protected]
Pablo A. Simón Caballero Endesa [email protected]
José Manuel Pérez Rodríguez HC Energía [email protected]
Álvaro Ryan Iberdrola Distribución [email protected]
Francisco José Pazos Iberdrola Distribución [email protected]
Yago Ramos Sánchez E.ON Distribución [email protected]
Álvaro Martinez Valle E.ON Distribución [email protected]
Tomás Gómez San Román CNE [email protected]
Marina Serrano CNE [email protected]
Luis J. Sánchez de Tembleque CNE [email protected]
Luis Maqueda Hernando CNE [email protected]
Miriam Salguero Mayoral CNE [email protected]
Maria Teresa Ibañez Tárrago CNE [email protected]
Mercedes Canseco CNE [email protected]
José Antonio Castro CNE [email protected]
José Miguel Unsión CNE [email protected]
Gabriella Németh CNE [email protected]
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2. AGENDA DE LA REUNIÓN
La cuarta reunión del Grupo de Trabajo sobre Smart Grids se dedicó a las presentaciones de
los participantes sobre distintos aspectos de la normativa relacionada con la generación
distribuida.
En concreto, con anterioridad a la reunión, se facilitó a los participantes una serie de
cuestiones relacionadas con el índice de los temas a tratar en el apartado 3 de la agenda del
grupo de trabajo, con el objeto de que las presentaciones se centraran en las mismas. Dichas
cuestiones son las siguientes:
• Valoración del impacto en las redes de distribución de la implantación de la generación
distribuida.
• Posibles dificultades que, a juicio de los participantes, podrían surgir en la aplicación
de la propuesta de Real Decreto de Balance Neto. Analizar la aplicación a edificios de
viviendas.
• Análisis de configuraciones de medida y suministro para generación de pequeña
potencia y balance neto.
• Experiencia respecto a los requisitos que deberían cumplir los sistemas de
comunicaciones de los generadores de pequeña potencia para ponerse en contacto, y
en su caso, adscribirse, al centro de control del DSO. ¿Sería necesaria una mayor
regulación técnica al respecto?
• Comentarios respecto a los criterios para la determinación de la potencia nominal
máxima disponible de conexión establecidos en el Anexo I del Real Decreto
1699/2011 de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.
• Propuesta de desarrollos normativos necesarios a nivel técnico.
Por parte de la CNE se realizó una breve presentación sobre la normativa europea y estatal
relacionada con la generación distribuida.
Tras las presentaciones se realizó una ronda de sugerencias por parte de los participantes
sobre aquellos temas que necesitan ser revisados desde el punto de vista regulatorio para
asegurar la correcta integración de la generación distribuida en la red.
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En base a todo lo anterior, la programación de la reunión fue la siguiente:
11:00 - 11:15 Bienvenida e Introducción por parte de la CNE
11:15 - 11:30 Presentación de Iberdrola
11:30 - 11:45 Presentación de Endesa
11:45 - 12:00 Presentación de Gas Natural Fenosa
12:00 - 12:15 Presentación de HC Energía
12:15 - 12:30 Presentación de E.ON
12:30-12:45 Pausa y Café
12:45-13:00 Presentación del Operador del Sistema
13:00-13:15 Presentación de Indra
13:15-13:30 Presentación de Tecnalia
13:30-13:45 Anuncio de apertura de subgrupo de trabajo para el análisis de la interoperabilidad de los sistemas y equipos de telegestión.
13:45-14:00 Definición de próximas acciones
3. CONTENIDO DE LA REUNIÓN
En los apartados siguientes se incluye un resumen del análisis de las cuestiones planteadas,
en base a los temas tratados en presentaciones de los participantes del grupo de trabajo:
3.1. Valoración del impacto en las redes de distribución de la implantación de la
generación distribuida.
A continuación se recogen algunos datos de la previsión del impacto que podría tener en las
redes de distribución la implantación de la generación distribuida, según los datos facilitados
en las presentaciones de los participantes:
• Visión de Endesa
− Respecto al dimensionamiento de infraestructuras. Endesa señala la
necesidad de contemplar los siguientes aspectos:
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o La “punta de consumo”, la “punta de generación”, y la posible simultaneidad
entre ambas.
o El cambio de sentido de los flujos de potencia.
o La revisión de los criterios de mallado y explotación en redes de media y
baja tensión.
o La revisión de los coeficientes de simultaneidad utilizados en la planificación
de infraestructuras.
o La valoración del impacto en las pérdidas técnicas.
En este sentido, señala que actualmente están llevando a cabo un análisis del
impacto de algunos de estos aspectos, mediante el Modelo de Red de
referencia.
− Respecto a los aspectos relacionados con la Operación y el Mantenimiento. Endesa considera que existen una serie de retos sin resolver,
destacando los siguientes:
o La necesidad de garantizar la seguridad de las personas y de las
instalaciones en la explotación (descargos, resolución de averías).
o Considera que el funcionamiento en isla debería evitarse hasta que no se
logre asegurar unos equipamientos de protección y procedimientos de
operación que garanticen la seguridad.
o Señala que son necesarios nuevos requerimientos de gestionabilidad: las
redes de distribución dejan de ser “pasivas” para incorporar nuevas
posibilidades.
− Respecto a la integración de generación distribuida de origen renovable, Endesa destacó que es imprescindible para alcanzar los objetivos en materia de
política energética, representando además una oportunidad para el desarrollo de
una industria indispensable para el país.
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− Finalmente, Endesa señaló que el logro de estos objetivos de una manera
sostenible depende de que la regulación que se establezca permita:
o Asegurar el equilibrio entre ingresos regulados (tarifa de acceso y garantía
de potencia) y costes de actividades reguladas.
o Asegurar la controlabilidad de la red y del sistema
• Visión de Gas Natural Fenosa
− Respecto al papel del DSO. Gas Natural Fenosa considera necesario habilitar
la figura del gestor del sistema de distribución, no sólo como responsable de la
explotación, el mantenimiento, el desarrollo de su red de distribución, así como,
en su caso, de sus interconexiones con otras redes, sino también como gestor
de los servicios complementarios de la generación distribuida e impulsor de los
POD’s para maximizar la integración y contribución de la generación distribuida
en la seguridad y calidad de suministro.
− Respecto al acceso y la conexión a red:
o En alta y media tensión, propone combinar criterios de seguridad en el
acceso y conexión de la generación distribuida con una mayor capacidad de
gestión en la explotación de la red, maximizando la capacidad disponible.
o En baja tensión propone el “fit y forget”, con reglas claras y sencillas
(capacidad < 50%).
− Respecto al intercambio de información y monitorización:
o Gas Natural Fenosa indica que en la actualidad no existe legislación que
permita al DSO obtener información de la red observable con el TSO, los
DSO fronterizos y los generadores distribuidos, lo que dificulta la integración
de la generación distribuida y la garantía de seguridad de suministro del
sistema de distribución.
o Los generadores conectados en alta tensión deben enviar medida de P,Q, I
y U en tiempo real al centro de control de la red de distribución, mientras
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que los conectados en media tensión deberán enviar al menos medida de P
y U. Para los generadores conectados en Baja Tensión no será necesario
disponer de medida en tiempo real.
− Respecto a la seguridad de suministro:
o En lo que respecta al Control de Tensión, la generación distribuida sigue
unos factores de potencia consigna que no se adaptan a las necesidades
locales del control de tensión reactiva, provocando en ocasiones problemas
de calidad de producto, por lo que considera necesario habilitar una
normativa que permita al gestor de la red de distribución la gestión del
control de gestión reactiva con la generación distribuida inmersa en su red.
o Por otro lado, en lo que respecta a las restricciones técnicas, según la
normativa actual, el gestor de la red de distribución debe comunicar al OS
cualquier tipo de restricción técnica con la generación distribuida, lo que
según Gas Natural Fenosa no resulta operativo. En este sentido, considera
que el gestor de la red de distribución debería ser capaz de transmitir y
gestionar las restricciones técnicas directamente con los generadores
distribuidos, para todos aquellos conectados a redes de tensión igual o
inferior a 66kV.
• Visión de Iberdrola
− Respecto a la necesidad de inversión en nuevas redes de distribución,
Iberdrola considera que la generación distribuida no reduce estas necesidades,
ya que:
o No coincide con los picos de consumo (nocturno).
o No cubre otros condicionantes que afectan a la extensión de la red (como la
potencia contratada o la caída máxima de tensión).
o La red no puede faltar al consumo cuando la generación no está disponible.
o La ubicación de la generación no se realiza de acuerdo a criterios de
reducción de pérdidas (como en el caso de generación superior al consumo
o exportación a tensiones superiores).
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− Respecto a la seguridad de las personas, Iberdrola señala que la redacción
del Real Decreto 614/2001 “sobre disposiciones mínimas para la protección de la
salud y seguridad de los trabajadores frente al riesgo eléctrico” no es compatible
con la presencia de múltiples generadores, ya que:
o Pide aislarse de todas las fuentes de alimentación
o No acepta el corte mediante convertidores electrónicos, habitual en
fotovoltaica, etc.
o Obliga a actuar localmente en cada generador.
En este sentido, indica que las protecciones de las instalaciones generadoras
no son fiables cuando hay muchos generadores, y que se están produciendo
situaciones de riesgo al encontrar tensión en líneas desconectadas de la red.
− En lo que respecta a la calidad de servicio, Iberdrola considera que se ve
comprometida por la implantación masiva y descontrolada de la generación
distribuida, originando problemas de sobretensiones.
• Visión de E.ON:
− Respecto al diseño y desarrollo de la red y solicitudes de conexión, E.ON
considera que la implantación de la generación distribuida y el balance neto
tendrán los siguientes impactos:
o Cambios en los procedimientos de gestión de solicitudes.
o Incremento del volumen de solicitudes (informes técnicos y verificaciones)
o Cambios en las consideraciones en el diseño de la red de BT (inversiones
de flujo, etc.)
o Adecuación de la normativa técnica sobre equipos de medida y
protecciones de las instalaciones
o Cambios en los procedimientos de puesta en servicio y conexión
o Necesidad de mayor información de la red de BT, características
constructivas y condiciones de operación
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− Respecto a la Operación y Mantenimiento de la Red, E.ON considera que el
impacto será el que se describe a continuación:
o Requerimiento de control y operación sobre las instalaciones de
microgeneración.
o Impacto en calidad de suministro (consideración de las perturbaciones de
los microgeneradores, suministro en isla, impacto en los índices de calidad)
o Consideración de las instalaciones de microgeneración en descargos y
averías.
o Cambios en la normativa de seguridad por existencia de la inyección en
baja.
− Respecto a la lectura, medida y órdenes de servicio, E.ON considera que
será necesario revisar los criterios y procedimientos de corte y reconexión,
teniendo en cuenta la inyección. Además, señala la necesidad de establecer
requerimientos específicos de:
o Lectura, determinación de consumos y facturación de accesos
o Verificación e inspección de instalaciones
− Respecto al control y balances de energía, E.ON considera necesario adecuar
los balances de energía para incorporar nuevos puntos frontera con inyección.
• Visión del Operador del Sistema:
− Por parte de REE se señalaron algunas contradicciones detectadas en el Real
Decreto 1699/2011:
o El artículo 14 establece que “la instalación contará con protecciones de la
conexión de máxima y mínima frecuencia (50,5 Hz y 48 Hz con una
temporización máxima de 0,5 y de 3 segundos respectivamente)”. REE
señala que este artículo introduce incoherencias en la legislación del sector
eléctrico, al modificar ajustes ya establecidos previamente a este Real
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Decreto, implicando un mayor riesgo para el sistema, al modificar o
descoordinar los planes de seguridad para la operación del sistema
establecidos en el P.O.1.6, particularmente el plan de emergencia de
desconexión de generación por sobrefrecuencia y el plan de deslastre de
cargas por mínima frecuencia y sin que se observe en ello necesidad o
ventaja alguna.
o Así mismo, en dicho artículo se establece la obligación de ajuste de un relé
de mínima tensión en Un -15%, con un tiempo máximo de actuación de
1,5s. En este sentido, REE señala que el ámbito de aplicación del Real
Decreto abarca instalaciones con obligación de cumplir requisitos de
comportamiento frente a hueco de tensión. Sin embargo, el ajuste
establecido (que posibilitaría desconectar instantáneamente) no está
coordinado con la curva FRT.
− En general, REE destacó la necesidad de avanzar en la regulación, exigiendo
una participación activa de la generación distribuida en ciertos servicios y
responsabilidades del sistema. En concreto, señaló la conveniencia de que los
ajustes concretos se establezcan en los P.O. o P.O.D.
• Visión de Tecnalia:
− En lo que se refiere a la tecnología fotovoltaica, Tecnalia la considera la
tecnología que mayor previsión de crecimiento hasta 2020, si bien:
o Su impacto en la red se puede ver limitado por su necesidad de espacio, su
“competencia” con la generación termo-solar, sus requisitos de orientación e
inclinación y, por la eficiencia general de las instalaciones.
o El impacto será zonal: dependiendo de las características de irradiación, las
ordenanzas municipales, etc.
− Respecto a la energía eólica, E.ON considera que su impacto va a ser muy
limitado en baja tensión debido a los siguientes factores:
o Bajas potencias eólicas en entornos urbanos
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o Generadores actuales no preparados para captar las bajas velocidades de
viento (menor interés, por su menor potencia)
− Respecto a la microcogeneración, no se espera un importante desarrollo hasta
2020, ya que la tecnología debe madurar.
− Conclusiones del proyecto “energos”
o En el caso más general, la generación distribuida disminuye la demanda
final de las redes de distribución: disminución de saturación en CCTT,
circuitos y subestaciones
o La generación distribuida puede influir en el tarado y diseño de las
protecciones (debido a la variación de las potencias de cortocircuito o a las
inversiones de flujo).
o Las redes de distribución deberán ser más flexibles para operar entre
mayores márgenes de variación demanda-generación.
o La conexión en Media Tensión seguirá siendo supervisada por los
distribuidores. Una mayor flexibilidad de la red podría permitir una mayor
capacidad instalada de renovables.
o Dependiendo de las características de generación y demanda, y de la
flexibilidad disponible, en cada zona se podrá permitir un mayor o menor
nivel de penetración en baja tensión.
o El aumento de la flexibilidad puede obtenerse mediante: Gestión Activa de
la Demanda, almacenamiento, cambios de configuración de la red de
distribución, mayor control sobre los CCTT, mayor número de datos de
generación y demanda, creación de islas controladas… Ello implica la
necesidad de un alto nivel de comunicaciones y gestión de datos.
3.2. Análisis de la Propuesta de Real Decreto de Balance Neto.
A continuación se incluyen los comentarios más significativos realizados por los participantes
respecto a la propuesta de Real Decreto por el que se establece la regulación de las
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condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de suministro de energía
eléctrica con Balance Neto:
• Comentarios de Iberdrola
− En relación con las dificultades técnicas derivadas de la aplicación de la
propuesta, Iberdrola señala que instalar la potencia contratada de consumo
implica la instalación de potencias entre 4 y 5 veces superiores a la potencia
media consumida, ya que:
o Se exporta del orden del 60 al 80% de la energía (hacen falta 3 ó 4 clientes
más para consumirlo)
o Los suministros son monofásicos: solo uno de cada tres vecinos (los que se
alimentan de la misma fase) puede consumir los excesos.
o Con menos de 12 a 15 vecinos hay circulación por la red de distribución
− Por otro lado, Iberdrola señala que la exportación de energía en baja tensión
supone pérdidas considerables.
• Comentarios de E.ON
− En lo que respecta al proyecto de Real Decreto de Balance Neto, E.ON
considera necesario introducir las propuestas de mejora que se incluyen en la
siguiente tabla:
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• Comentarios de HC Energía
− HC Energía señala que el éxito del Balance Neto estará condicionado por los
intereses de los distintos actores del sector. En las tablas que se adjuntan se
analiza el impacto y los factores que afectan a los agentes implicados.
− Cliente (HC Energía indica que el balance neto es preferible al régimen especial
sólo en situación de autoconsumo)
− Resto de consumidores (sistema)
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− Empresas
• Comentarios de Gas Natural Fenosa
− Gas Natural Fenosa realizó las siguientes observaciones respecto al proyecto de
Real Decreto:
o Es necesario un análisis coste-beneficio de la introducción de esta
modalidad de suministro de balance neto, y su impacto en los ingresos del
sistema, comparado con unos costes de red y back up que no se evitan.
o Necesidad de revisar la estructura de peajes, estableciendo una
metodología de asignación eficiente de costes de acceso a cada
consumidor en función del uso efectivo de la red.
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o Respecto a las comunidades de vecinos, proponen compensar
exclusivamente contra consumos comunes de la comunidad, sin que sea
posible la reventa. Según su punto de vista, el titular del contrato del servicio
de balance neto debe ser el mismo que el usuario de la energía.
o Señalan que se espera un incremento de la potencia contratada que
precisará de adaptaciones de red, que a su vez deberán ser retribuidas.
o Según Gas Natural Fenosa, disminuirá el ahorro energético si se exime de
pago de peajes por la pérdida de la percepción del coste de la energía.
o Consideran complicado alcanzar un acuerdo en el coste de la energía a
compensar por el balance neto.
o Señalan que la regulación del coste del servicio de balance neto limita la
competencia y las posibilidades de desarrollo del servicio.
o Proponen que el servicio de balance neto no sea suministrado por el CUR.
o Destacan que es necesario definir los procedimientos necesarios para:
Trasferir los derechos de consumo en el switching
Compra de energía y liquidaciones
Facturación
o Señalan la importancia de desarrollar los PODs para generación.
• Comentarios de ENDESA
− Respecto a los aspectos comunes al Real Decreto 1699/2011 y al proyecto de
decreto de suministro de balance neto, Endesa realizó los siguientes
comentarios:
o En relación a la necesidad de medir energía total generada y energía total
consumida:
Indican que serán necesarios dos contadores, ya que es
imprescindible dotar a cada instalación (de generación o de
consumo) de su correspondiente equipo de medida, como
corresponde a instalaciones independientes. Ello permitirá,
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adicionalmente, el cambio de régimen económico que mejor se
adapte a las expectativas del titular.
Destacan que el control de la generación de origen renovable exige
necesariamente su medida, a los efectos de poder medir el
cumplimiento de los objetivos en materia de generación de origen
renovable.
o En relación a la necesidad de tener infraestructuras separadas de consumo
y de generación:
En el caso de conexión en red instalación interior, consideran que la
conexión de las instalaciones de generación debe realizarse lo más
próximo posible a la CGP.
Por otro lado, señalan que el control de la generación de origen
renovable exige necesariamente su medida, a los efectos de
garantizar la controlabilidad, la fiabilidad y la seguridad de la red.
o Finalmente, destacó la necesidad de un desarrollo regulatorio de nuevas
funciones del DSO, que le permitan:
La gestionabilidad de las redes activas.
La provisión de servicios complementarios al sistema, directamente o
como agente facilitador de los generadores proveedores de dichos
servicios.
− Por otro lado, respecto al proyecto de Real Decreto de Balance Neto, Endesa
destacó los siguientes puntos a considerar,:
o El consumidor con suministro de balance neto, como cualquier otro,
requiere y hace uso del conjunto de infraestructuras y servicios del sistema
eléctrico que a su vez se corresponden con los costes fijos del sistema
incluidos en los peajes. Según Endesa, los peajes deben facturarse por el
consumo total.
o En caso de que los peajes se facturasen por el consumo “neto”, estos
consumidores dejarían de contribuir al conjunto de costes fijos del sistema:
Se producirían subvenciones cruzadas desde el conjunto de
consumidores hacia los que tienen generación interior.
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Se requeriría de un cambio sustancial y a corto plazo de la actual
estructura de peajes de acceso.
o Consideran que debe garantizarse que las compensaciones en forma de
energía entre la producción cedida y consumo diferido se producen en
períodos horarios equivalentes, a los efectos de asignar eficientemente los
costes del sistema. En este sentido, señalan que el consumidor siempre
deberá acogerse al peaje con modalidad de discriminación horaria de tres
períodos (2.0DHS y 2.1DHS para clientes con potencia contratada menor a
15 kW).
− En lo que se refiere a la aplicación a viviendas en condominio, destacaron la
necesidad de valorar los siguientes aspectos:
o Dimensionamiento de instalaciones e infraestructuras interiores.
o Necesidad de espacios y uso de zonas comunes.
o Generación individual o colectiva.
o Medida de consumo y de generación. Accesibilidad.
o Separación de líneas de generación y de consumo.
• Comentarios del Operador del Sistema:
− Según la visión del Operador del Sistema, en el contexto actual de moratoria del
esquema de retribución de renovables basado en primas, esta propuesta de
balance neto puede adquirir una mayor relevancia. En cualquier caso, destacan
que será necesario un despliegue ordenado de este esquema que tenga en
cuenta las necesidades del sistema.
− Indican que con el esquema propuesto el sistema eléctrico se convierte, desde la
perspectiva del autoconsumidor, en un sistema de almacenamiento virtual
siempre disponible para verter los excedentes y de donde obtener electricidad
cuando no dispone de generación propia.
− En este sentido, destacan que es necesario realizar estimaciones de penetración
para dotarse de referencias que permitan conocer el potencial de este
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mecanismo. En la siguiente figura se incluye un gráfico con la estimación de
penetración del Operador del Sistema:
− En lo que se refiere al esquema económico, REE señala que en un escenario de
gran penetración de este esquema de balance neto habría que garantizar que la
cuota de Balance Neto recoge adecuadamente los costes de la integración de la
energía en el sistema. Las posibles situaciones de un consumidor se recogen en
la siguiente figura:
− Por otro lado, respecto a las implicaciones en la sostenibilidad de las redes, el
Operador del Sistema destaca las siguientes cuestiones a tener en cuenta:
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− En este sentido, destaca que la recuperación de costes de manera
independiente garantiza mayor transparencia y evitará nuevos déficits a futuro.
Para ello, es necesario:
o La modificación del contenido de la tarifa de acceso.
o El cambio de la estructura actual de tarifas de acceso.
− En lo que se refiere a las implicaciones en la gestión de la energía, el Operador
del Sistema señala que la obligación de que los derechos de consumo sean
utilizados en el mismo periodo tarifario que han sido generados tendrá un
impacto en la gestión de la demanda. Por otro lado, señalan que el esquema
actual podría suponer un desincentivo al consumo nocturno, por lo que se deben
prever mecanismos favorables al traspaso de derechos de punta a valle.
• Comentarios de Tecnalia
− Tecnalia realizó los siguientes comentarios respecto a las dificultades de
aplicación del proyecto de Real Decreto de Balance Neto:
o En lo que respecta al ámbito de aplicación, recomienda aplicar el Real
Decreto a todas las tecnologías para aumentar el impacto potencial.
o Respecto al cobro de peajes de acceso por el total de la energía consumida,
proponen cobrar los peajes de acceso por el total de las importaciones
instantáneas de energía, ya que si la energía se produce localmente, se
reduce la importación instantánea de la red y por tanto el uso del sistema.
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3.3. Análisis de configuraciones de medida y suministro para generación de pequeña
potencia y balance neto.
El Proyecto de Real Decreto establece la posibilidad de disponer en el punto frontera de dos
contadores (uno para la generación y otro para el consumo) o bien de un único contador que
registre el saldo neto.
En este sentido, el Operador del Sistema señala que el esquema de medida asociado a un
único contador puede suponer una dificultad para conocer los patrones reales de generación
y de consumo, además de implicar la necesidad de desarrollar nuevos perfiles dependiendo
de la tecnología instalada. Por este motivo, indica que se debería garantizar la existencia de
dos contadores diferenciados, uno para la generación y otro para el saldo neto.
Por su parte, Tecnalia señala que, si bien el contador bidireccional puede ser la opción
preferida para los nuevos suministros en modalidad de balance neto, no conviene prohibir la
opción de instalar dos contadores para suministros existentes, evitando de esta formar
duplicar los costes de inversión.
En la tabla siguiente se describen las ventajas e inconvenientes de la utilización de un
contador bidireccional y tres contadores diferenciados, según la visión de Gas Natural Fenosa.
Contador Descripción Ventajas Inconvenientes Observaciones
Equipo contador con medida bidireccional instalado en la centralización de contadores
Mide el Balance Neto en
cada momento de los
consumos y la
generación realizada en
la instalación interior del
suministro.
- No requiere una
adaptación especial
de la centralización de
contadores.
- Menor coste de todas
las alternativas.
- No es posible
diferenciar los
consumos y la energía
generada aguas arriba
en la instalación
interior del cliente. - Sólo registra el saldo
en la derivación
individual
El Equipo instalado debe
disponer de capacidad de
corte y limitación de
potencia tanto de
consumo como de
Generación
Instalación con tres contadores
- Dos contadores que
miden de forma
discriminada la
energía consumida en
el suministro (C) y la
energía generada (G).
(derivación individual
para cada uno).
- Un contador (N) que
mide el saldo entre los
contadores C y G.
- El contador N cumple
la legislación
metrológica. - Los contadores C y G
miden la energía total
consumida por la
instalación y generada
por la misma
- Mayor complejidad de
la instalación de
medida y mayor coste
de adecuación.
El Equipo instalado debe
disponer de capacidad de
corte y limitación de
potencia tanto de
consumo como de
Generación
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Por su parte, Iberdrola señala que la conexión a la red interior permite compartir las
instalaciones de enlace, lo que implica un ahorro en el coste de conexión, no siendo
necesaria la medida en el Punto Frontera, ya que al productor y al consumidor se les factura
sobre el “bruto” registrado por su equipo.
Sin embargo, puesto que se persigue un fin diferente, consideran imprescindible medir el
punto frontera para contabilizar excedentes y consumos de “créditos”, pero en cualquier caso,
debiendo seguir pagando el consumidor los costes fijos del sistema. Para ello proponen las
dos opciones que se representan a continuación:
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3.4. Experiencia respecto a los requisitos que deberían cumplir los sistemas de
comunicaciones de los generadores de pequeña potencia para ponerse en
contacto, y en su caso, adscribirse, al centro de control del DSO. ¿Sería necesaria
una mayor regulación técnica al respecto?
Gas Natural Fenosa indica que en la actualidad los generadores eligen el modo en que
envían la telemedida (centro de control de generación, directamente al OS o vía DSO). En
este sentido, se requiere normativa específica vía POD o rango superior en la que se
establezca que los Generadores Distribuidos enviarán información en tiempo real al DSO de
la zona en que se encuentran ubicados.
Por su parte, Iberdrola señala que los equipos de medida y control de la Generación
Distribuida deben integrarse en los sistemas de control de las distribuidoras, tratando de
encontrar la solución de mínimo coste que garantiza la estabilidad de la red. En este sentido,
propone el siguiente esquema de comunicaciones:
ENDESA indica que la gestión de redes activas de distribución requiere que el DSO disponga
de la información necesaria para el análisis de situaciones y de la capacidad (técnica y
regulatoria) de ejecutar decisiones en base al análisis anterior. Por ello, considera
imprescindible dotar a las conexiones del generador de comunicaciones para la telemedida
en tiempo real. Así mismo, destaca la importancia de definir unos Procedimientos de
Operación de los sistemas de Distribución que determinen el tipo de servicios y gestión que
podrá hacer el DSO.
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3.5. Comentarios respecto a los criterios para la determinación de la potencia nominal
máxima disponible de conexión establecidos en el Anexo I del Real Decreto
1699/2011 de producción de energía eléctrica de pequeña potencia
En relación con este punto, Tecnalia señala que el despliegue de contadores inteligentes
posibilita una monitorización en tiempo real de toda la red de distribución, por lo que se
podría pasar de un criterio fijo para determinar a la potencia nominal máxima de interconexión
a un criterio dinámico (Dynamic hosting capacity).
Por su parte, Iberdrola realizó las siguientes observaciones sobre el contenido del ANEXO I:
• No es previsible problemas térmicos generalizados:
− En Baja Tensión se garantiza con la limitación al 50% de la capacidad de la línea
o del transformador.
− Las potencias de los generadores (1MW o 100 kW en red interior y considerando
las que tienen punto de conexión vigente) suelen ser pequeñas
• Algunas definiciones no son claras, lo que puede dar lugar a conflictos:
− En MT hay que utilizar como consumo simultaneo el “10 por ciento de la potencia
punta del centro de transformación” cuando no hay tal centro de
transformación.
− “Las instalaciones conectadas a red interior no podrán superar …la potencia
adscrita al suministro”, pero no se define que es:
o Si es la potencia contratada puede cambiar anualmente.
o Si es la instalada puede ser varias veces superior al consumo.
• El anexo I no incluye el criterio de que el incremento de tensión en la línea de
distribución no debe ser superior al 2,5 por ciento, que aparece en el artículo 12.
− La distribuidora tiene que proporcionar la potencia de cortocircuito mínima para
el cálculo de las variaciones de tensión permitidas en el punto de conexión
o Aparentemente el productor tendría que hacer el cálculo
o Pero en los anexos no se indica que el productor tengan que notificar el
resultado
o Hay que considerar la acumulación con otros generadores existentes (lo
que obliga a que el cálculo lo haga la distribuidora)
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• En caso de conflicto
− En instalaciones >10 kW, se puede resolver con una solicitud de documentación
adicional, justificando su procedencia
− El procedimiento abreviado para instalaciones hasta 10 kW no incluye la
posibilidad de pedir más datos (¿Se tendría que denegar remitiendo una
propuesta alternativa?)
Finalmente, Gas Natural Fenosa señala que las novedades que aporta el Anexo I del Real
Decreto 1699/2011 de producción de energía eléctrica de pequeña potencia van en la línea
de mantener maximizar la utilización la capacidad de las infraestructuras de media y alta
tensión (>1kV), coherentes con los objetivos a los que hace referencia al preámbulo del
citado Real Decreto, y en este sentido son positivos los criterios de determinación
establecidos en la norma. Sin embargo para, por un lado clarificar los estudios que deben ser
realizados para establecer las capacidades de conexión y de acceso y por otro lado dotar de
las necesarias herramientas de gestión al Operador de la red de Distribución, consideran
necesario que se desarrollen y establezcan los Procedimientos de Operación de Distribución
de:
• P.O.D. Determinación del punto de Conexión y Acceso de instalaciones de Generación
• P.O.D. Resolución de restricciones técnicas en la Red de Distribución
3.6. Propuesta de desarrollos normativos necesarios a nivel técnico
A continuación se incluyen las propuestas de desarrollos normativos mencionadas por los
participantes en la reunión:
• Gas Natural Fenosa indica que requieren POD’s que habiliten al DNO como DSO
que gestiona los recursos energéticos distribuidos conectados a su red. Destaca que
cada gestor (TSO/DSO) debe ser responsable en el ámbito de su red.
• Iberdrola propuso la revisión de los siguientes aspectos normativos:
− Relacionados con la aplicación del Real Decreto 1699/2011:
o Compatibilización de requisitos técnicos del Real Decreto 1699/2011 para
hacer viables las instalaciones generadoras
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Prescritos elementos inexistentes o incompatibles con las
instalaciones.
Las protecciones deberán ser precintadas por la empresa
distribuidora.
Para efectuar trabajos en red hay que comunicárselo al titular al
menos 15 días antes.
− Relacionados con la seguridad
o Legislación de riesgos laborales
Adaptar la legislación de seguridad a la presencia de generación
distribuida
Resolver los aspectos de legislación de riesgos laborales para
trabajos en instalaciones interiores de terceros
o Normalizar sistemas de protección
Que cubran toda la generación, no solo la de pequeña potencia
Que compatibilicen los requisitos de la red de transporte y de
distribución (basándose en comunicaciones)
Que integre la generación distribuida en los sistemas de control de
las distribuidoras
− Relacionados con los límites de tensión
o Adaptar la legislación española (Real Decreto 1955/2000) a la europea
(±10%)
o Incluir en la limitación de variación de tensión a generadores no cubiertos
por el Real Decreto 1699/2011.
o Regular el caso de suministro simultaneo a generadores y otras
distribuidoras.
• E.ON señaló la existencia de los siguientes aspectos regulatorios aún no definidos:
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• ENDESA destacó la necesidad de desarrollar un nuevo rol y nuevas funciones del
DSO que permitan poner en valor la integración de recursos distribuidos en las redes.
Adicionalmente, destacó la necesidad de considerar los siguientes puntos:
− Necesidad de desarrollo de ITCs para establecer las infraestructuras:
o REBT – ITC BT 40
o Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de transformación (MT).
o Compatibilidad con desarrollos de VE REBT ITC-BT-52.
− Consideran imprescindible modificar:
o Formación de precios tarifarios (estructura de peajes), Real Decreto
1164/2001 y la Orden Ministerial ITC/2794/2007.
o Ley 49/1960, de 21 de julio, sobre Propiedad Horizontal.
− Posible modificación y adaptación del Impuesto Eléctrico (Ley 66/1997).
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4. CONCLUSIONES Y ACUERDOS
Tal y como se ha señalado a lo largo del presente documento, durante la reunión se
identificaron diversos aspectos que requieren un desarrollo normativo. En este sentido, se
solicitó a los participantes en el Grupo de Trabajo que remitieran a la CNE información
detallada sobre las propuestas de desarrollos normativos mencionados en la reunión, con el
objeto de que esta Comisión pudiera trabajar en las mismas. Se destacaron en este sentido
los siguientes temas:
• Propuestas de mejoras necesarias para la implantación de la generación Distribuida
con el objeto de que sean incluidas en los PODs (protecciones, seguridad, etc…)
• Comentarios sobre el intercambio de información relacionado con la aplicación de los
PODs (cómo se va a utilizar la información y para qué).
Desde la CNE se señaló la intención de tener una versión actualizada de los PODs
relacionados con la generación distribuida de cara a la 6ª reunión del Grupo de Trabajo,
prevista para mediados del mes de mayo, que se dedicará al análisis de los procedimientos
de operación básicos de las redes de distribución, dando especial importancia al ajuste de los
mismos a los nuevos requerimientos de la generación distribuida y la implantación del
vehículo eléctrico.
Puesto que a la fecha de la celebración de la reunión aún no estaba aprobado el Proyecto de
Real Decreto de Balance Neto, desde la CNE se indicó que se valorarían las propuestas
realizadas por los participantes, si bien no era necesario que enviaran información adicional,
puesto que ya disponía de las alegaciones recibidas a través del Consejo Consultivo de
Electricidad.
En cuanto a las configuraciones de medida, cabe destacar que algunos de los aspectos
mencionados podrán ser discutidos más en detalle en la próxima reunión del Grupo de
Trabajo, sobre contadores inteligentes y telegestión, ya que uno de los temas a tratar son los
requisitos funcionales y tecnológicos necesarios para la integración del vehículo eléctrico y la
generación de pequeña potencia.
Finalmente, se propuso como fecha para la próxima reunión, sobre contadores inteligentes y
telegestión, el miércoles 11 de abril de 2012.
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5. DEFINICIÓN DE PRÓXIMAS ACCIONES
• Se solicita a los participantes que envíen sus comentarios a este documento antes del miércoles 11 de abril de 2012, indicando si existe alguna parte del mismo que sea de
carácter confidencial.
• La próxima reunión tendrá lugar el miércoles 11 de abril, de 11:00 a 14:00h en el Salón de Actos de la Comisión Nacional de Energía.
• De cara a la siguiente reunión, se solicita a los participantes que preparen una
presentación, de duración no superior a 15 minutos, sobre las cuestiones incluidas en
el índice del apartado 4 de la agenda del grupo de trabajo, sobre contadores
inteligentes y Telegestión. En concreto, deberá darse especial importancia a los
siguientes temas:
o Requisitos funcionales y tecnológicos que, a juicio de los participantes,
deberían cumplir los contadores asociados al vehículo eléctrico y la
generación de pequeña potencia.
o Especificación de la información, extraída de los nuevos equipos con
Telegestión, que los distribuidores deben poner a disposición de los distintos
agentes (empresas comercializadoras, consumidores, Operador del
Sistema…).
o En relación con lo anterior, describir las plataformas existentes en el modelo
actual para que los distintos agentes puedan acceder e intercambiar dicha
información. Indicar propuestas de plataformas o estructuras de intercambio
de información alternativas que pudieran resultar beneficiosas para los
distintos agentes, especialmente tras la implantación de los sistemas de
telegestión y telemedida.
o Metodología llevada a cabo por el encargado de la lectura para poner a
disposición de los clientes, que no disponen de Telemedida, la información
de su curva de carga. Proyectos que las empresas distribuidoras tengan
previsto llevar a cabo para la Telegestión de los equipos de medida a los
que la normativa no exige disponer de dicha funcionalidad.
o Proporcionar datos sobre el coste del servicio regulado de medida y el coste
de alquiler de contador, según la experiencia de cada agente.
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o Señalar los mecanismos y procedimientos de los que los participantes
disponen actualmente para garantizar la privacidad de los datos del cliente.
¿Qué aspectos sería necesario regular y de qué forma?
o Comentarios sobre la posibilidad de realizar un ajuste de perfiles en base a
datos de Telegestión y muestras de clientes representativas.
o Propuestas para la utilización del contador electrónico con fines de cómputo
de los índices de calidad del suministro individual.
• Los participantes que efectúen las presentaciones deberán facilitarlas a la Comisión
Nacional de Energía antes del día 10 de abril de 2012, indicando las personas que
asistirán a la reunión por parte de su empresa.
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ANEXO 1 AGENDA DEL GRUPO DE TRABAJO
1. Análisis de la situación actual. Aspectos relativos a redes inteligentes, vehículo eléctrico y generación distribuida. (2ª Reunión – 27 Enero 2012)
1.1. Legislación a nivel europeo e internacional.
1.2. Legislación a nivel estatal.
1.3. Proyectos llevados a cabo en España por las empresas participantes.
1.4. Planes de desarrollo a corto y medio plazo.
2. Análisis de la normativa relacionada con el vehículo eléctrico (3ª Reunión – 17 de Febrero de 2012)
2.1. Revisión de mandatos y directivas a nivel europeo relacionados con el vehículo eléctrico
2.2. Análisis de los distintos esquemas de recarga incluidos en la ITC-BT-52
2.3. Análisis del impacto en la red de los distintos esquemas/modalidades de recarga. Relación con la ITC-BT-10 (previsiones de carga para suministros en Baja Tensión)
2.4. Valoración del incremento de demanda correspondiente a la implantación del vehículo eléctrico y en particular las implicaciones en los Planes de Inversión aprobados y en los criterios para la previsión de la demanda a la CNE y su inclusión en el Modelo de Red de Referencia.
2.5. Requerimientos de adscripción, de los Gestores de Carga, al centro de control del DSO, según lo establecido en el Real Decreto 647/2011.
2.6. Propuestas de mejora
3. Análisis de la normativa relacionada con la generación distribuida (4ª Reunión –16 de marzo de 2012)
3.1. Real Decreto 1699/2011 sobre conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia.
3.2. Propuesta de Real Decreto de Balance Neto.
3.3. Valoración del impacto de la implantación de la Generación Distribuida.
3.4. Análisis de la necesidad de desarrollo de ITCs para establecer las infraestructuras de conexión de la generación de pequeña potencia y/o suministros de balance neto.
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3.5. Requerimientos de sistemas de comunicaciones de los que deben disponer los titulares de generación de pequeña potencia para ponerse en contacto, y en su caso adscribirse, con el centro de control del DSO.
3.6. Análisis de configuraciones de medida y suministro para generación de pequeña potencia y balance neto.
3.7. Análisis de los requerimientos del Anexo I del RD 1699/2011 de instalaciones de generación de pequeña potencia
4. Contadores Inteligentes y Telegestión (5ª Reunión –11 de abril de 2012)
4.1. Revisión de mandatos y directivas a nivel europeo. Estandarización
4.2. Requisitos funcionales y tecnológicos necesarios para la integración del vehículo eléctrico y la generación de pequeña potencia.
4.3. Especificación de la información, extraída de los nuevos equipos con Telegestión, que los distribuidores deben poner a disposición de los distintos agentes.
4.4. Análisis de coste del servicio regulado de medida y el coste de alquiler de contador.
4.5. Mecanismos y procedimientos para garantizar la privacidad de los datos del cliente.
4.6. Ajuste de perfiles en base a datos de Telegestión y muestras de clientes representativas.
4.7. Utilización del contador electrónico con fines de cómputo de los índices de calidad del suministro individual.
5. Análisis de los procedimientos de operación básicos de las redes de distribución.
5.1. Ajuste de los PODs a los nuevos requerimientos de la generación distribuida y la implantación del vehículo eléctrico.
5.2. Nuevas funciones de los DSO como consecuencia de la implantación de la telegestión, necesidad de integrar la generación distribuida y el vehículo eléctrico:
• Facilitador del mercado, puesta a disposición de los agentes de los datos de consumo de los clientes, etc.
• Gestor del sistema de distribución (resolución de restricciones técnicas, control de reactiva, control de cargas, actualización de la coordinación con el Operador de Sistema, etc.
• Gestión y control de la generación/ instalaciones de recarga conectadas a la red.
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5.3. Análisis de los POD 1 a 3 relativos a la responsabilidad y pago y pago de las nuevas infraestructuras a desarrollar y el análisis de la nueva demanda.
6. Propuestas relativas a la Gestión de la Demanda.
6.1. Revisión de la metodología de las tarifas de acceso, TUR y Tarifa Supervalle.
6.2. Señal de precio para los consumidores con tarifas con discriminación horaria y metodología de asignación de costes.
6.3. Revisión de interlocución entre consumidores, distribuidores y comercializadoras (en particular tras el Real Decreto 485/2009).
6.4. Incentivos a reducción de consumo.
6.5. Análisis de la figura del agregador.
7. Definición del Modelo de Redes Inteligentes y sus funcionalidades
7.1. Alcance de las redes inteligentes y sus funcionalidades en España
7.2. Nuevas opciones de acceso y conexión a red
7.3. Análisis del impacto de toda la regulación vigente o en elaboración en la red.
7.4. Análisis de los desarrollos normativos necesarios.
7.5. Inversiones necesarias y tratamiento retributivo.
7.6. Metodología de Análisis Coste-Beneficio para su aplicación en España.
8. Conclusiones y propuestas normativas.
8.1. Conclusiones del grupo de trabajo.
8.2. Propuestas normativas a corto plazo.
8.3. Propuesta de otros temas de análisis a medio plazo.
8.4. Road-map y priorización de acciones regulatorias.
RESUMEN DE REUNIÓN Nº 4 GRUPO DE TRABAJO SOBRE SMART GRIDS
16 – Marzo - 2012
D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
1. Análisis de la situación actual
2. Vehículo Eléctrico
3. Generación de Pequeña Potencia
4. Contadores Inteligentes y Telegestión
D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S D L M X J V S1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
4. Contadores Inteligentes y Telegestión
5. PODs
6. Gestión de la Demanda
7. Modelo de Redes Inteligentes y Funcionalidades
7. Conclusiones y Propuestas
Posible Fecha de Reunión
FEBRERO
ABRIL
ENERO MARZO
JUNIOMAYO