Las comunidades energéticas y la generación distribuida

Comunicación Greencities&Sostenibilidad 2012/Comunicaciones Científicas/Espacio Urbano

 

Resumen

El Área de Proyectos de la Universidad de Málaga, está desarrollando una línea de investigación sobre “Comunidades Energéticas Sostenibles”.

Estas comunidades (parques de negocios, polígonos industriales, zonas rurales, pequeñas poblaciones, etc.) se organizan para gestionar su propia energía, optimizando su consumo, generándola con la máxima eficiencia y aprovechando los recursos locales de que disponen (energía solar, biomasa, eólica,…). De esta forma, aumentan su autonomía y disminuyen la dependencia de suministros externos.

Este modelo de organización está creciendo en algunos países de la Unión Europea y Norteamérica. En la citada línea de investigación, tratamos de estudiar la viabilidad técnica y económica de estas comunidades en España, abordando:

• Medidas de optimización energética más adecuadas a las características de cada comunidad: número y tipo de usuarios, patrones de consumo, recursos renovables disponibles, etc.
• Métodos de gestión.
• Rentabilidad económica.
• Barreras para el desarrollo de este tipo de organizaciones y la transición del modelo de producción energética centralizado actual hacia un modelo descentralizado, en el que las unidades locales (CED: Clústers Energéticos Descentralizados) produzcan su propia energía y la intercambien entre ellas y con las redes nacionales.

 

1. Introducción

Nuestro país cuenta con una gran riqueza en recursos renovables, por lo que presenta un alto potencial de producción energética con los mismos. El uso de energías renovables tiene múltiples ventajas: la sostenibilidad de sus fuentes, la reducción en las emisiones contaminantes, el cambio tecnológico, la posibilidad de avanzar hacia formas de energía más distribuidas, la reducción de la dependencia energética y del déficit de la balanza comercial, el aumento del nivel de empleo y el desarrollo rural (MITYC, 2011).

El Plan de Acción Nacional de Energías Renovables en España (PANER) 2011-2020, se fundamenta en una serie de objetivos generales para las fuentes de energías renovables. Algunos de estos objetivos son:

• 20% de energías renovables sobre el consumo final bruto de energía en 2020.
• Contribución de 10% de fuentes de energía renovables en el transporte.
• Establecimiento de medidas de acción positiva y de supresión de barreras técnicas, administrativas y de mercado para el desarrollo de las energías renovables.
• Mejora y adaptación del marco para el desarrollo de instalaciones de generación de electricidad a partir de fuentes renovables.
• Impulso a la I+D+i.

Por otra parte, la Ley de Economía Sostenible (Ley 2/2011, de 4 de marzo), obliga, entre otras cosas, a que la Planificación Energética 2012-2020 se realice optimizando la participación de las energías renovables en la cesta de generación energética y en particular en la eléctrica.

Para dar cumplimiento a todos estos objetivos y obligaciones, hay que tener en cuenta la naturaleza distribuida de las fuentes renovables, lo que sugiere que la generación renovable debe ser distribuida, de forma que la producción se localice cerca de las zonas de demanda. Esto hace necesario un mayor grado de descentralización del sistema de producción actual.

Un sistema de generación energética distribuida estaría constituido por múltiples unidades locales de producción (Clústers Energéticos Descentralizados, en adelante CED) distribuidas por todo el territorio nacional, en contraste con el sistema de producción actual, caracterizado fundamentalmente por:

• Alto grado de centralización
• Elevada dependencia energética del exterior (cercana al 80%), debida a la escasa presencia de yacimientos de combustible fósil.

2. Comunidades energéticas sostenibles

Las comunidades energéticas sostenibles son organizaciones que implementan un conjunto de medidas dirigidas a la implantación de energías renovables y el uso racional de la energía, con una fuerte implicación de los miembros de la comunidad en la planificación e implementación de estas medidas. Las medidas pueden dirigirse a diferentes sectores, como la edificación, el transporte, la agricultura o la industria (EREC, 2004).

Deben tener como objetivo el máximo aprovechamiento de sus recursos energéticos, ya sea para producir energía eléctrica, térmica (p.e.: calefacción/refrigeración), mecánica (p.e.: para bombeo), combustible (p.e.: biogás para uso en vehículos o para su introducción redes de distribución de gas).

Es deseable que además de medidas relacionadas con el uso de la energía, se establezcan otras dirigidas al uso racional del agua y otros recursos locales, como por ejemplo, reciclaje y revalorización de residuos.

Dentro de un sistema de generación distribuida (figura 1), las comunidades energéticas constituirían un caso particular de unidades locales de producción (CED).

En el apartado 3 del presente documento, se presentan dos casos de éxito de comunidades energéticas sostenibles en Europa.

 

2.1.            Integración de las energías renovables en el sistema eléctrico

El sistema eléctrico actual presenta una configuración centralizada (figura 2), ya que está diseñada para transportar la electricidad procedente de pocos puntos de generación, pero con elevada potencia instalada. La energía generada en las centrales eléctricas es transportada hasta los puntos de consumo mediante las redes de transporte y distribución de electricidad. Las pérdidas por transporte y distribución suponen actualmente alrededor del 10% de la demanda en barras de central.

Un sistema de generación eléctrica distribuida estaría constituido por múltiples clústers interconectados entre sí y con la red nacional, adaptando la oferta y la demanda mediante  redes inteligentes (“smart grids”).

La generación eléctrica distribuida (en adelante, GED) presenta múltiples ventajas frente al modelo centralizado tradicional, entre las que destacan (MITYC, 2011; Lloveras, 2001):

• Disminución de las pérdidas de energía en el transporte y la distribución, al producir la energía cerca del lugar de consumo.
• La descentralización supone la propagación de las infraestructuras eléctricas hacia ciertas zonas, así como el refuerzo de ejes existentes en otros territorios, lo que redundaría en una red mucho más fiable y mallada.
• Posibilidad de ofrecer mayor garantía de suministro, debido a la baja probabilidad de fallo de varios generadores pequeños a la vez. Estos generadores estarían interconectados, formando una microrred de forma que cuando uno falle el resto puedan compartir la carga.
• Muy adecuada para el fomento de proyectos de cogeneración, debido a la proximidad de la zona de consumo de energía térmica con el lugar de producción de calor residual que de otra forma se disiparía al ambiente. Con ello se consigue un considerable aumento de la eficiencia energética.
• Diversificación de los recursos e incremento del grado de autoabastecimiento, disminuyendo la dependencia de suministros externos y los efectos de las variaciones de precios de los combustibles fósiles.
• La modularidad y menor tamaño de las instalaciones de GED, permiten añadir capacidad de generación con menos riesgo. Pueden ser ejecutadas en menor tiempo y adaptarse a los cambios de demanda de forma más eficiente.
• La GED proporcionaría una infraestructura adecuada para la generalización del uso de vehículos eléctricos, ya que permitiría explotar la capacidad de almacenamiento de energía de estos vehículos.

En la figura 3 se muestra un esquema de generación eléctrica distribuida.

Al plantearse la viabilidad técnica de un sistema de generación completamente distinto al actual, con una elevada contribución de energías renovables, caracterizadas por una descentralización muy superior y alimentadas por un recurso energético en muchos casos no controlable, resulta evidente que tanto los esquemas de operación como las infraestructura actuales no son las apropiadas, por lo que son previsibles importantes limitaciones.

Por tanto, es obvio que la transición del sistema de producción centralizado actual hacia un sistema de generación distribuida, requiere un proceso de adaptación a nivel de infraestructuras, legislación, sistemas de gestión de demanda y mercado.

El futuro de las infraestructuras eléctricas se encuentra en las redes inteligentes de transporte y distribución (smart grids), apoyadas éstas en las tecnologías de la información, un elemento de gran importancia para conseguir una gestión activa de la demanda.

Esta gestión, junto con la utilización de técnicas de almacenamiento, permitirá adecuar las curvas de oferta y demanda, con la consiguiente reducción de gastos estructurales necesarios para cubrir la demanda punta y del riesgo de vertido de energías renovables en horas valle, fundamentalmente eólica. (MITYC, 2011).

3. Casos de éxito en Europa

3.1. Comunidad energética en Jühnde (Alemania)

El pueblo bioenergético de Jühnde es un proyecto de demostración apoyado por el gobierno alemán mediante una subvención de 1.300.000 €. El pueblo tiene 800 habitantes, de los que más del 70% forman parte de una cooperativa fundada para planificar el proyecto y obtener las ayudas necesarias para la inversión (IEA Bioenergy, 2009).

En 2006 se inició la instalación de una planta de cogeneración de biogás, producido mediante de la co-digestión de diferentes cultivos energéticos (15.000 toneladas/año) y de purines líquidos (9.000 m³/año) procedente de seis explotaciones ganaderas.

La instalación se compone principalmente de:

• Planta de co-digestión.
• Planta de cogeneración: 700 kW eléctricos, 750 kW térmicos.
• Caldera de biomasa alimentada por astillas de madera para cubrir demandas altas en los meses fríos: 550 kW.
• Caldera convencional de gasóleo para uso en caso de avería de la co-digestión/cogeneración o la caldera de biomasa (potencia pico: 1.600 kW).
• Red de district heating para 145 hogares, con una longitud de 5,5 km y temperatura del agua a la salida de la planta de 85ºC. En cada hogar, la red se acopla directamente con el sistema interno de calefacción y mediante un intercambiador de calor se produce el agua caliente sanitaria.

La planta está situada en las afueras del pueblo, a corta distancia de los edificios residenciales. Cada miembro de la cooperativa hace la inversión para la conexión de su hogar a la red de calefacción y paga una cuota mínima de 1.500 € para obtener derecho a voto.

La cooperativa se encarga de la gestión de la instalación, empleando a dos personas para la operación de las plantas, logística y administración.

La planta de cogeneración produce 5.000 MWhe /año de electricidad (más del doble de la demanda del pueblo). Toda la electricidad producida se vende a la red eléctrica.

El calor producido en la instalación asciende a 6.500 kWt (85% planta de cogeneración, 15% caldera de astillas), de los cuales 3.200 kWh se destinan a la red de district heating, cubriendo el 99% de la demanda. Otra parte del calor producido se utiliza para disminuir la humedad de las astillas de madera, aumentando así su poder calorífico.

En la figura 4 se muestra un esquema de la planta.

Gracias a esta instalación se ha evitado la emisión de 3.300 toneladas/año de CO₂ y se ha sustituido el consumo de 400.000 litros/año de gasóleo. Además, se han obtenido otros beneficios económicos y medioambientales:

• Reducción de los olores procedentes de purines.
• Los granjeros y ganaderos del pueblo tienen un cliente permanente para sus productos y residuos.
• Varias compañías de servicios del pueblo obtienen nuevos ingresos.

En la evaluación del proyecto, se ha observado una activa participación de los miembros de la comunidad. El alcalde de Jühnde ha sido un importante promotor, motivando a sus habitantes a formar parte del proyecto.

A la vista de los resultados positivos de este proyecto, el gobierno alemán decidió apoyar más proyectos de demostración en 16 regiones seleccionadas de Alemania.

3.2.  Comunidad energética en Blahoj (Dinamarca)

Dinamarca es un referente a nivel mundial en cogeneración utilizando como combustible biogás. En el año 2000 contaba con 19 plantas de este tipo, muchas de ellas propiedad de comunidades energéticas formadas por proveedores de materia orgánica (granjeros, agricultores,…) y/o consumidores de energía (University of Southern Denmark, 2000).

A continuación se describirá una de ellas: Blahoj.

La comunidad energética de Blahoj está formada por 14 granjeros y 171 consumidores de energía para calefacción y agua caliente sanitaria.

Su objetivo era generar energía con balance neutro de CO₂, produciendo biogás mediante la digestión anaerobia de  una mezcla de excrementos de animales de las granjas (80%), así como de otros residuos orgánicos procedentes de la zona (20%: residuos de matadero y de industria de pescado).

Como producto de la digestión anaerobia, además del biogás, se generan un digestato rico en materia orgánica y elementos nutritivos que se aprovecha como fertilizante. En Blahoj, el digestato se devuelve a los tanques de almacenamiento de fertilizante de los granjeros.

El biogás producido en el digestor se utiliza como combustible en una planta de cogeneración de 550 kW eléctricos. Toda la electricidad producida se vende a la red eléctrica. El calor resultante es distribuido a los 171 consumidores mediante una red de district heating.

Al igual que en el ejemplo anterior, esta instalación cuenta con equipos auxiliares para cubrir demandas altas o averías: una caldera alimentada por astillas de madera y otra alimentada por combustible fósil.

El 20% del coste de inversión de la instalación de Blahoj fue subvencionado por el gobierno danés.

En la figura 5 se muestra un esquema de la planta de Blahoj.

 

4. Estado del arte en España

4.1.  Propuestas del Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020

 

4.1.1. Integración de la producción eléctrica renovable

En el PER 2011-2020, se presentan algunas propuestas para la mejora de la integración de la producción eléctrica renovable que, si se llevaran a cabo, contribuirían al desarrollo de las comunidades energéticas y la generación distribuida. Algunas de estas propuestas son:

• Herramientas de monitorización continua y mejora de los modelos de predicción, de forma que se reduzcan los desvíos de previsión de ciertas tecnologías renovables no gestionables (p.e.: eólica).
• Nuevos requisitos técnicos a las instalaciones de generación eléctrica de origen renovable.
• Acciones para fomentar la participación activa de la demanda en el sistema eléctrico, como el desarrollo de los nuevos contadores inteligentes, con funciones de telemedida y telegestión.

4.1.2.      Integración del biogás en las redes de gas natural

El PER propone actuaciones para avanzar en la introducción de biogás la red de gas natural, así como complementar las redes de gas natural existentes con la construcción de pequeñas redes locales desarrolladas por las comunidades autónomas o por las entidades locales.

Esto también favorecería el desarrollo de comunidades energéticas y el aprovechamiento de residuos biodegradables de diversa procedencia: agricultura, ganadería, pesca, industria alimentaria, mataderos, plantas de biocombustible, lodos de depuradoras, vertederos y fracción orgánica de residuos sólidos urbanos.

4.2.            Instalaciones de district-heating/cooling

En España, el uso de instalaciones de district-heating y/o district-cooling con energías renovables no está muy extendido en comparación con otros países de Europa y Norteamérica.

No obstante, existen algunas, como la instalación de calefacción centralizada alimentada con biomasa forestal autóctona en Cuéllar (Segovia), que entró en funcionamiento en el año 1999 y abastece a 250 viviendas, un colegio público y varias instalaciones municipales. La central de producción consta de dos calderas (5.250 kW y 700 kW) y la red de distribución tiene una longitud de 3 km.

Actualmente el IDAE, trata de impulsar la instalación de instalaciones de energía térmica con energías renovables para este tipo de aplicaciones, a través del programa GIT (Grandes Instalaciones Térmicas) (IDAE, 2011).

4.3.            Legislación española relacionada con el sector eléctrico

En los ejemplos presentados en el apartado 3, la totalidad de la energía eléctrica producida con energía renovable se vende a la red a un precio superior al de mercado, lo que genera importantes ingresos que favorecen la rentabilidad económica de las instalaciones.

4.3.1.      Régimen especial

En España, el Real Decreto 661/2007, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, permitía que las instalaciones de cogeneración y energías renovables de potencia instalada igual o inferior a 50 MW y que superen un rendimiento eléctrico mínimo, perciban por la venta de electricidad una retribución superior al precio de mercado, pudiendo optar por vender a la red toda o parte de su producción, siempre que técnicamente sea posible su absorción por la red.

Hasta su entrada en vigor, los productores en régimen especial sólo podían vender a la red un porcentaje de su producción; el resto se destinaría obligatoriamente a autoconsumo.

En enero de 2012 entró en vigor Real Decreto-Ley 1/2012, por el que suprimen los incentivos previstos en el Real Decreto 667/2007 para las instalaciones de cogeneración y energías renovables. De esta forma, las nuevas instalaciones que se proyecten percibirán por la energía vertida a la red el precio de mercado.

Teniendo en cuenta que actualmente las instalaciones de producción eléctrica con renovables o cogeneración siguen teniendo un coste alto de implantación, las nuevas instalaciones serán mucho menos rentables sin los incentivos que establecía el RD 667/2007.

4.3.2.      Modalidad de suministro de energía con balance neto

En noviembre de 2011, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio remitió a la Comisión Nacional de la Energía (en adelante, CNE) y al Consejo Consultivo de Electricidad, un Proyecto de Real Decreto por el que se establece la regulación de las condiciones administrativas, técnicas y económicas de la modalidad de suministro de energía con balance neto.

En la exposición de motivos de la citada propuesta, se dice textualmente:

“…hay que considerar que el sistema de generación de energía eléctrica tradicional se ha caracterizado por un esquema de generación centralizada, unidireccional y con pocas medidas de actuación sobre la demanda.

(…)

Se trata pues de avanzar hacia un sistema de generación distribuida mediante un mecanismo de compensación diferida de saldos de energía o balance neto para potenciar la producción individual de energía en instalaciones de pequeña potencia para el consumo en la misma ubicación.”

En el proyecto, se define la modalidad de suministro de balance neto como un sistema de compensación de saldos de energía de manera instantánea o diferida, que permite a los consumidores la producción individual de energía para su propio consumo, compatibilizando su curva de producción con su curva de demanda sin necesidad de acumulación.

Si la demanda es superior a la producción, se importará energía de la red, existiendo una obligación de pago al suministrador. En cambio, cuando la demanda sea inferior a la producción, se exportará energía a la red, generando un crédito de energía que se compensará en posteriores facturas, teniendo en cuenta un horizonte máximo temporal, en el cual deben utilizarse los derechos generados. En ningún momento puede existir un saldo excedentario de energía eléctrica.

El sistema de balance neto se podrá aplicar a cualquier tecnología renovable de generación eléctrica.

A continuación se enumeran algunas de las condiciones que se proponen el Proyecto para esta nueva modalidad de suministro:

• Potencia máxima contratada: 100 kW
• El consumidor acogido a esta modalidad puede ceder a la empresa comercializadora el excedente de energía generado en el interior de su red. Esta cesión no implica contraprestación económica, sino que generará unos derechos de consumo diferido con un plazo máximo de vigencia de 12 meses.
• La energía adquirida con cargo a los derechos de consumo diferido, únicamente soportará costes en concepto de peaje de acceso y del servicio de balance neto.
• El coste del servicio de balance neto es la cantidad que podrá cobrar la empresa comercializadora al consumidor acogido a la modalidad de balance neto por las gestiones asociadas al mismo.
• El precio de la energía adicional suministrada será el libremente pactado entre las partes.
• El contrato de acceso deberá suscribirse con la empresa distribuidora.
• El contrato de suministro deberá suscribirse con la empresa comercializadora.
• La contabilidad deberá ser llevada por la empresa comercializadora.

Con fecha 28 de marzo de 2012, la CNE emitió un informe sobre este Proyecto de Real Decreto, en el que hace una valoración positiva del planteamiento de la modalidad de balance neto, aunque considera que existen bastantes cuestiones pendientes de concretar y sugiere algunas modificaciones. Además, en el anexo II del informe se resumen los comentarios recibidos del Consejo Consultivo de Electricidad sobre el Proyecto.

Algunas de las consideraciones sobre el proyecto reflejadas en el informe de la CNE son:

• La figura del sujeto de esta modalidad no está bien definida en la propuesta, en la que éste es considerado como un consumidor peculiar con derecho a producir y verter la energía excedentaria, en lugar de como un sujeto específico con derecho a producir y consumir.
• Convendría aclarar el contenido de la propuesta en lo que se refiere a la titularidad del punto de suministro y de la instalación de generación en la red interior, de forma que no estuviera permitido que esta última fuera asumida por una pluralidad de propietarios/consumidores.

En todo caso, la CNE considera solamente la posibilidad de contratar en esta modalidad, por parte de las comunidades de vecinos por sus consumos comunes, siempre que el sujeto de dicha contratación sea la comunidad y la titularidad de la instalación de producción corresponda a la misma, con el límite establecido de 100 kW.

• La potencia instalada (como generador) debe ser siempre igual o inferior a la potencia instalada (como consumidor).

Esto implicaría que potencia de generación ≤ 100 kW, ya que potencia contratada de suministro ≤ 100 kW

• Se debe aclarar si para acogerse a esta modalidad de suministro, la energía eléctrica producida en el interior de la red debe necesariamente provenir de fuentes renovables, o si las cogeneraciones y mini/micro-cogeneraciones con energías no renovables podrían acogerse a esta modalidad.
• Debería en todo caso señalarse expresamente que la parte productora se refiere exclusivamente a tecnologías clasificadas dentro del régimen especial, cuya energía excedentaria tendría todos los derechos y obligaciones de dicho régimen, con excepción de su regulación económica.
• Tanto la energía excedentaria en unos periodos horarios como la consumida en otros, tendrá un valor distinto, cuya liquidación corresponde al comercializador según los términos contratados por el consumidor. A estos efectos, podría ser conveniente que el comercializador lleve la contabilidad de la energía excedentaria, de la energía neta consumida y de la energía bruta producida.
• En tanto que la comercialización es una actividad libre, no corresponde a la Administración determinar ciertas condiciones que deben ser libremente pactadas entre el sujeto y el comercializador, entre ellas, el plazo máximo de vigencia de los derechos de consumo diferido.

De todo lo expuesto sobre el Proyecto y las consideraciones sobre el mismo del informe de la CNE, se concluye que aunque la modalidad de balance neto pretende “avanzar hacia un sistema de generación distribuida”, no favorece el desarrollo de las comunidades energéticas para producción eléctrica.

Para empezar, la CNE cierra la posibilidad de que la titularidad de un punto del punto de suministro y de la instalación de generación sea asumida por un conjunto de productores/consumidores. No dice nada sobre si podría o no ser asumida por una empresa de servicios energéticos.

Otro inconveniente es la limitación de potencia de generación/consumo a 100 kW, propuesta en el proyecto y ratificada por la CNE.

Además, no se aclara si el consumidor puede tener acceso a los equipos de medida, de forma que pueda gestionar su propia demanda y se aumente la transparencia en el procedimiento de compensación de saldos de energías.

Tampoco se sabe aún si en esta modalidad se permitirá la cogeneración con energías no renovables.

Los inconvenientes mencionados nos hacen pensar que, tal como se está planteando la normativa para fomentar el desarrollo de la generación distribuida, lejos de conseguir este objetivo y facilitar la creación de comunidades energéticas, supondrá la continuación del desequilibrio actual entre los consumidores/autoproductores y las grandes compañías eléctricas.

5. Conclusiones

Varios gobiernos y organismos a nivel de la Unión Europea (EREC, IEEA; ver referencias) y Norteamérica están promoviendo el desarrollo de comunidades energéticas sostenibles. En algunos países como Dinamarca, Alemania o Reino Unido, existen casos de este tipo de organizaciones que funcionan bien y resultan rentables, reportando múltiples beneficios a sus miembros a nivel económico, social y medioambiental.

Existen además grupos de investigación en universidades (p.e.: Lancaster, California, Regina) que estudian este tipo de comunidades: contexto en el que se desarrollan, percepción y nivel de participación de sus miembros, criterios de selección de tecnologías a implantar, modelos matemáticos de planificación y gestión, etc.

Como se refleja en los planes de fomento de energías renovables (PER y PANER), el gobierno español es consciente de la necesidad de fomentar estrategias para aprovechar el alto potencial de producción energética con energías renovables. Dada la distribución dispersa de los recursos renovables, una de estas estrategias sería el avance hacia esquemas de generación distribuida, en contraste con el alto grado de centralización actual.

En el caso particular de la producción eléctrica, el PANER propone además el cambio hacia un sistema de redes inteligentes (smart grids), para una gestión eficaz de la oferta y la demanda dentro de un sistema de generación eléctrica distribuida. Actualmente existen a nivel nacional e internacional varios proyectos de investigación para el desarrollo de estas redes.

Creemos que este contexto es favorable para el desarrollo de comunidades energéticas sostenibles en España, que constituirían un caso especial de unidades locales de producción (eléctrica y de otras formas de energía) dentro de un sistema de generación distribuida, es decir, serían clústers energéticos con unas características determinadas.

En el presente documento, hemos visto objetivos y medidas propuestos por el gobierno que de forma más o menos directa contribuirían al desarrollo de las comunidades energéticas:

• Supresión de barreras técnicas, administrativas y de mercado para el desarrollo de las energías renovables.
• Mejora y adaptación del marco para la integración de la electricidad renovable en el sistema eléctrico.
• Integración del biogás en las redes de gas natural.
• Programas que favorecen la implantación de instalaciones de district-heating/cooling con energías renovables.

No obstante, también hemos encontrado algunos obstáculos en la normativa relacionada con la producción eléctrica renovable:

• Entrada en vigor del Real Decreto-Ley /2012, que elimina los incentivos económicos previstos en el RD 661/2007 para instalaciones de cogeneración y energías renovables, lo que hará menos rentables las nuevas instalaciones.
• El planteamiento de la modalidad de suministro eléctrico con balance neto (actualmente en proyecto), que por un lado supone uno de los primeros intentos de avanzar hacia la generación distribuida tal como pretende el gobierno e impulsar las instalaciones de pequeña potencia, pero por otro lado contiene algunos aspectos que dificultarían el desarrollo de comunidades energéticas.

Uno de estos inconvenientes es que el informe que emite la CNE sobre el proyecto, hace hincapié en que no se debe permitir que la titularidad de un punto de suministro-generación sea asumida por una pluralidad de propietarios/consumidores.

Otra limitación importante es el rango de potencia permitido para las instalaciones que se acojan a esta modalidad (máximo 100 kW).

Por tanto, vemos que en España se está creando un escenario favorable para el desarrollo de la generación distribuida y se están dando los primeros pasos para la descentralización y el crecimiento de unidades locales de producción. No obstante, aún existen dificultades para que proliferen unidades locales que puedan ser consideradas comunidades energéticas sostenibles, especialmente en el caso de la producción eléctrica.

Lo ideal sería que se definiese alguna figura legal, con sus derechos y deberes, que facilitase la creación y gestión de comunidades energéticas.

A la vista de todo lo expuesto, consideramos que merecería la pena realizar un estudio sobre el desarrollo de comunidades energéticas en España, con las líneas de trabajo que se indican a continuación.

6. Futuras líneas de trabajo

 

• Caracterización de las comunidades energéticas

Identificación de diversos tipos de comunidades según:

-         Número y tipo de usuarios: pequeñas poblaciones, zonas rurales, parques de negocios, polígonos industriales, etc.

-         Usos de la energía y perfiles de consumo.

-         Potencial de producción energética.

• Tecnologías de generación más adecuadas. Viabilidad de sistemas de almacenamiento

En función de las características y recursos disponibles de cada comunidad, se estudiarán las tecnologías de generación más adecuadas (eólica, fotovoltaica, biomasa, biogás, etc.), así como el rango de potencia instalada, y en su caso, la tecnología y capacidad de almacenamiento.

• Métodos de gestión de la comunidad energética

Análisis de diversos métodos de gestión de las comunidades energéticas: gestión interna, gestión externa a través de empresas de servicios energéticos (ESE), contratos de colaboración público-privada donde proceda, formas jurídicas más apropiadas para distintos tipos de comunidades, etc.

En este análisis se tendría en cuenta la norma UNE-EN ISO 50001:2011: “Sistemas de gestión de energía”, aprobada a finales de 2011. Se trata de una norma bastante novedosa y vinculada al sistema de calidad total de una organización.

Esta norma internacional establece los requisitos que debe cumplir un Sistema de Gestión de Energía, a partir del cual una organización puede desarrollar e implementar una política energética y establecer objetivos, metas y planes de acción orientadas a mejorar la eficiencia energética, optimizando el uso y reduciendo el consumo de energía.

Además, la norma puede utilizarse para la certificación, el registro y la autodeclaración del Sistema de Gestión Energética de la Organización, asegurando que cumple con una política energética declarada y demostrando su cumplimiento a otros.

• Estudio de rentabilidad económica

 

• Análisis de las barreras para el desarrollo de comunidades energéticas en España

Identificación de las limitaciones que se presentan actualmente y búsqueda de posibles soluciones.

REFERENCIAS

EREC (European Renewable Energy Council). Energy sustainable communities. Experiences, success factors and opportunities in the EU-25. Bruselas, 2004.

IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía). Programa GIT. 2011.
http://www.idae.es/index.php/idpag.638/relcategoria.1160/relmenu.385/mod.pags/mem.detalle

IEA Bioenergy. The first energy village in Jühnde (Germany). 2009.
http://www.iea-biogas.net/_download/biogas_village.pdf

IEEA (European Commission’s Intelligent Energy Executive Agency). Sustainable energy communities: 8 Innovative Projects supported by the IEE Programme. Bruselas, 2006.

Lloveras Maciá, J. Las ventajas de la generación distribuida. Barcelona, 2001.
http://eprints.upc.edu/producciocientifica/pub/congresrec/invest/178896?page=22

MITYC (Ministerio de Industria, Turismo y Comercio). Plan de Acción Nacional de Energías Renovables de España (PANER) 2011-2020. Madrid, 2010.

MYTYC. Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020. Madrid, 2011.

University of Southern Denmark. Danish centralized biogas plants. 2000.
http://www.ub.edu/bioamb/PROBIOGAS/centralcodig_descrip2000.pdf

 

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