Actualmente el contexto energético está caracterizado por una penetración progresiva y mayor presencia de energía renovable de carácter intermitente y variable. Este comportamiento de naturaleza estocástica supone un desafío para la gestión de la red eléctrica, en la que todo momento el consumo debe seguir a la potencia generada con el objetivo de mantener la frecuencia dentro de límites estables. 

Ante este panorama la flexibilidad de la demanda, definida como la capacidad de los consumidores de ajustar su consumo energético en respuesta a cambios en los precios, la disponibilidad y otros factores ambientales, se presenta como una opción que permite contribuir a dar respuesta a los problemas técnicos de la red desde el lado del consumidor, reduciendo los costes de la red eléctrica y aumentando la eficiencia energética.  

Una figura que resulta clave en la capacidad de proporcionar este servicio es la del Agregador de la demanda. Figura responsable de gestionar múltiples activos energéticos flexibles con el propósito de poder presentar ofertas en los mercados.

En el contexto de las EDAR (Estaciones Depuradoras de Aguas Residuales) se dispone de múltiples opciones para poder participar en estos servicios a nivel de proceso. Tradicionalmente los elementos estudiados para proporcionar flexibilidad son las unidades de cogeneración y generadores de emergencia, pero también existe potencial en los elementos consumidores, como pueden ser los soplantes, agitadores, bombeos y deshidratación de los lodos.

En este artículo se presentan las posibilidades actuales en cuanto a la flexibilidad de la demanda en España, se describen los procesos en las EDAR con potencial de flexibilidad y sus características y una valoración económica de la participación en los mercados de flexibilidad. 

FLEXIBILIDAD DE LA DEMANDA

A la hora de hablar de flexibilidad se distinguen fundamentalmente dos líneas de acción: 

• Flexibilidad implícita. La flexibilidad implícita, también conocida como “load shifting” en inglés, hace referencia a la capacidad que tiene un consumidor de desplazar su consumo energético para ajustarlo a periodos de tiempo en los que el precio de la energía es más ventajoso. De esta forma la flexibilidad es implícita ya que depende únicamente de la voluntad del consumidor para llevarla a cabo. 
• Flexibilidad explícita. La flexibilidad explícita alude a la variación que realiza un consumidor de su consumo energético en un mercado energético. En este caso la flexibilidad es explícita ya que el consumidor presta el servicio a través de un contrato, existe un compromiso.  

Por otra parte, es conveniente aclarar los conceptos de flexibilidad a subir y a bajar: 

• Flexibilidad a subir, también llamada flexibilidad positiva, es el caso en el que los generadores incrementan su producción y los consumidores reducen la demanda. 
• Flexibilidad a bajar, también llamada flexibilidad negativa, es el caso en el que los generadores disminuyen su producción y los consumidores aumentan la demanda. 

MERCADOS DE FLEXIBILIDAD DE LA DEMANDA

En España actualmente las únicas posibilidades para ofertar servicios de flexibilidad en el mercado de energía eléctrica se limitan al mercado de balance. Estos mercados tienen como objetivo corregir las desviaciones que puedan darse entre generación y demanda. Dentro de este mercado existen múltiples opciones: 

• Regulación primaria. La regulación primaria es el mecanismo por el cual las unidades de generación modifican la potencia entregada de forma automática para hacer frente a desvíos de frecuencia. Este tipo de servicio a la red lo prestan de forma obligatoria las unidades de generación. Al no tener las EDAR la finalidad de producir energía eléctrica quedarían excluidas de esta posibilidad.
• Regulación secundaria. Actúa tras la regulación primaria. Es un servicio que se presta en el marco de una zona de regulación, pudiendo ofertarlo los consumidores. No obstante, se debe tener en cuenta su naturaleza automática, necesidades de infraestructura y las pruebas exigentes de habilitación. En regulación secundaria se remunera la banda de potencia ofertada (MW) y la energía finalmente consumida/generada (MWh), valorada generalmente a precio de la energía de regulación terciaria. 
• Regulación terciaria. Actúa tras la regulación secundaria. Los consumidores pueden optar a este mercado. Los tiempos de respuesta permiten una activación manual. En la regulación terciaria únicamente se valora la energía finalmente consumida/generada. 
• Reserva de sustitución. Tiene como objetivo compensar los desvíos entre generación y demanda que pudieran tener lugar tras el cierre del mercado intradiario y reponer las reservas de energía asociadas a la regulación secundaria y terciaria. Los consumidores pueden optar a este mercado. En reserva de sustitución únicamente se valora la energía finalmente consumida/generada.
• Gestión activa de la demanda. La contratación de este producto se realiza de forma anual mediante una subasta. Los consumidores pueden participar en este mercado, pero deben acreditar individualmente una capacidad de oferta mayor o igual a 1 MW en los periodos de prestación del servicio, por lo que se descartan las EDAR como aptas para este mercado, ya que no es posible aunar tanta potencia flexible en una única EDAR.

A continuación, se adjunta un gráfico con las características técnicas exigidas por cada producto de balance: 

Figura 1. Características técnicas de los distintos productos de balance. AP – Activación programada, AD – Activación directa. *Esta potencia puede ser resultado de la agregación de varios elementos

Observando los requerimientos de potencia mínima de las ofertas de los diferentes mercados de balance se pone de manifiesto la relevancia de la figura del Agregador de la demanda, ya que para un consumidor por sí mismo es sumamente difícil disponer de tanta potencia flexible. Actualmente en España este papel únicamente lo pueden desempeñar las comercializadoras a falta de un marco normativo para un agregador de la demanda independiente. 

A raíz de lo anterior la retribución de los servicios flexibles podría ser diferente de la presentada en los mercados de balance en función del contrato establecido con la figura del agregador/comercializadora. 

Además de los mercados de balance el OMIE junto con el IDAE en el proyecto IREMEL pretenden, a partir de prototipos reales, identificar los retos y oportunidades para el consumidor proactivo en los mercados eléctricos locales, así como para la incorporación al sistema de nuevas empresas de servicios de agregación de “prosumidores”.

De esta forma el OMIE concibió dos posibles mercados para la flexibilidad locales:

• Mercado local de flexibilidad a largo plazo. En estos mercados el operador del sistema convocará subastas en la que distintos actores podrán ofertar su disponibilidad a subir o bajar para cubrir los requerimientos convocados, durante un período de entrega determinado. El tipo de productos que podría solicitar el operador del sistema todavía no están definidos. 
• Mercado local de flexibilidad a corto plazo. Para el mismo día de entrega o el siguiente). De nuevo el operador del sistema convocará subastas ante la previsión de una posible congestión en una de sus zonas.  

Existen ya plataformas demostrativas para estos mercados de flexibilidad locales, no obstante, todavía no están en funcionamiento.

Figura 2. Resumen de opciones de flexibilidad en España. En verde con línea punteada opciones disponibles a futuro. Regulación secundaria disponible, pero con dificultades. 

PROCESOS EN UNA EDAR

En este apartado se muestra un esquema con los componentes principales de una EDAR de fangos activos, Figura 3:

Figura 3. Esquema general de los procesos de una EDAR de fangos activos.

Cada EDAR presenta condiciones características de diseño y puede que alguno de los procesos aquí mostrados no esté presente. 

La parte de proceso relativa a la línea de gas sólo suele estar presente en las EDAR de grandes dimensiones, ya que en las de pequeño tamaño el volumen generado es bajo.

PROCESOS FLEXIBLES EN EDAR

Se presentan las opciones flexibles identificadas para las EDAR basadas en fangos activos, tipología de EDAR predominante en la zona de Galicia y el norte de Portugal, en la Tabla 1.

Tabla 1. Listado de equipos con potencial flexible en EDAR de fangos activos.

+: Flexibilidad positiva, -: Flexibilidad negativa, I: Flexibilidad implícita.

Por otra parte, en el caso de los reactores secuenciales (SBR) se pueden programar los tiempos de funcionamiento con el objetivo de reducir el coste energético, en el siguiente estudio se consiguen ahorros de hasta un 5%, [2]. 

También existe la opción de integrar un electrolizador que permita obtener hidrógeno en momentos de precio valle y emplearlo posteriormente bien como subproducto o para la producción de energía, aumentando las opciones flexibles. Además, el oxígeno obtenido se podría emplear para mejorar la eficiencia de los procesos de aireación mediante soplante. Este caso se analiza en [3].

Caracterización de los procesos flexibles

Para caracterizar la flexibilidad de los equipos se emplean los siguientes parámetros:

• Tiempo de encendido mínimo (ON min). Tiempo mínimo que debe permanecer encendido el equipo tras la orden de encendido. 
• Tiempo de encendido máximo (ON max). Tiempo máximo que puede llegar a permanecer encendido el equipo tras la orden de encendido. 
• Tiempo de apagado mínimo (OFF min). Tiempo mínimo que debe permanecer apagado el equipo tras la orden de apagado.
• Tiempo de apagado máximo (OFF max). Tiempo máximo que puede llegar a permanecer apagado el equipo tras la orden de apagado.
• Tiempo de regeneración. Tiempo que debe pasar hasta poder volver a arrancar el equipo. 
• Tiempo de arranque. Tiempo que tarda el equipo en arrancar. 
• Tiempo de parada. Tiempo que tarda el equipo en detenerse.

En la Tabla 2 pueden consultarse estos parámetros:

Tabla 2. Parámetros de caracterización flexible de los principales equipos. Adaptación de [1].

-: flexibilidad negativa, +: flexibilidad positiva, *: estabilización aerobia

Estos parámetros son orientativos que sirven como primera aproximación, pudiendo cambiar debido a las condiciones específicas de cada EDAR. 

Finalmente se presenta la Tabla 3 con la idoneidad de cada equipo para la participación en los distintos productos del mercado de balance.

Tabla 3. Idoneidad de procesos para los mercados de balance. Adaptación de [1].

Los puntos indican idoneidad del proceso para participación en mercado de balance.
•: idoneidad modesta, ••: idoneidad media, •••: idoneidad alta, x: Proceso no apto para producto de balance.

RESULTADOS PARTICIPACIÓN EN MERCADOS BALANCE

A continuación, se presentan resultados de simulaciones obtenidas mediante el método Monte Carlo de los posibles beneficios obtenidos por la participación de los mercados de flexibilidad a subir (reducción consumo). No se ha analizado la opción de flexibilidad a bajar (aumento de consumo), porque requiere de un mayor conocimiento de la carga y de la tarifa eléctrica aplicable para hacer una valoración adecuada.

Para las simulaciones se han tenido en cuenta los siguientes parámetros:

• Precio de banda de regulación secundaria (indicador 634 e-sios).
• Precio de energía de regulación terciaria (indicador 677 e-sios). 
• Precio de energía de balance (indicador 1782 e-sios). 
• Probabilidad de casación de oferta y activación de la oferta. En pasos de 0.1 de 0 hasta 1.
• Tasa de activación del activo. Se modela como parámetro de una distribución exponencial. Se representa en forma de tiempo entre activaciones (tiempo medido en número de cuartos de hora).

Los precios se obtienen para el rango de fechas de 01/11/2022 al 30/04/2023 por la disponibilidad de datos quince minutales, el resultado anual se extrapola multiplicando por dos el resultado obtenido. 

De esta forma se obtienen unas tablas que conociendo datos disponibilidad del activo y conociendo las probabilidades de casar los servicios de flexibilidad permiten estimar un beneficio anual por la prestación del servicio. 

En la Figura 4 se puede observar un ejemplo de la simulación para el caso de la regulación secundaria:

Figura 4. Ejemplo de simulación de regulación secundaria en un día. Eje x constituido por los cuartos de hora en un día (96). Si tiene lugar activación cuando precio de energía es 0 sólo se remunera la banda de potencia.

Los resultados se presentan en la Tabla 4, Tabla 5 y Tabla 6.

Tabla 4. Análisis de sensibilidad de ingresos anuales por regulación secundaria en función de tiempo entre activación (ud. de tiempo [15 min]) y probabilidad de casación de oferta. Se consideran ingresos por banda de potencia y por uso de energía. En cada celda se muestran los valores mínimos, medios y máximos de la simulación de Montecarlo, 500 experimentos. 

Tabla 5. Análisis de sensibilidad de ingresos anuales por regulación terciaria en función de tiempo entre activación (ud. de tiempo [15 min]) y probabilidad de casación de oferta. Oferta a subir (bajar consumo). En cada celda se muestran los valores mínimos, medios y máximos de la simulación de Montecarlo, 500 experimentos. 

Tabla 6. Análisis de sensibilidad de ingresos anuales por reserva de sustitución (RR) en función de tiempo entre activación (ud. de tiempo [15 min]) y probabilidad de casación de oferta. Oferta a subir (bajar consumo). En cada celda se muestran los valores mínimos, medios y máximos de la simulación de Montecarlo, 500 experimentos. 

Por último, se presenta la Tabla 7 en la que se pueden consultar los ingresos anuales que se podrían obtener por la flexibilización de los equipos de la EDAR para valores de potencia nominal observados en la región de Galicia y norte de Portugal. Se emplean los valores medios de las tablas anteriores para las potencias especificadas. 

Tabla 7. Potenciales ingresos por flexibilización de los equipos y participación en los mercados de balance a subir (+). 

*Para los generadores de emergencia se considera una probabilidad de casación baja debido a las pocas veces en las que el precio retribuido por la energía activada es superior al precio de producir energía con gasóleo.

CONCLUSIONES

La flexibilidad de la demanda es una herramienta que cada vez va cobrando mayor importancia para hacer frente a los desafíos técnicos a los que se enfrenta la red eléctrica del futuro.

En cuanto a su implantación en la eurozona existe una alta heterogeneidad y falta de estandarización. Para resolver este problema la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) elaboró una guía y marco de trabajo para el establecimiento de normas a nivel europeo para la flexibilidad de la demanda, sometida actualmente a un proceso de revisión por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSO-E) y los operadores del sistema (DSO) de los distintos países.

En el caso de España se observa un menor grado de desarrollo en comparación con otros países, pese a tener un gran potencial [4]. Algunos ejemplos en contraposición son: Bélgica y Francia teniendo bien definida la figura del agregador independiente, Reino Unido con los agregadores de demanda participando en el mercado, Alemania con virtual power plants (VPPs) cualificadas para ofrecer servicios de flexibilidad. 

En el contexto de las EDAR se observa que existe potencial de flexibilidad en múltiples procesos, siendo los más destacados los procesos de cogeneración, la aireación en el reactor biológico y los bombeos. Se podrían obtener ingresos moderados especialmente en el caso de las EDAR de gran tamaño, con equipos de gran potencia, unidades de cogeneración y sistemas de control avanzados. En el caso de las EDAR de menor tamaño, con menor potencia flexible involucrada, los ingresos limitados podrían desincentivar la operativa flexible. Adicionalmente se sumaría el obstáculo de la inversión necesaria en digitalización y control si se quisiese participar en los mercados de regulación secundaria (respuesta automática).

Con todo, el desarrollo normativo, la volatilidad creciente en los precios de la energía y la mayor implantación de renovables, auguran una mejora de los incentivos para la operativa flexible.

REFERENCIAS

• [1] M. Schäfer, 2020, Short-term flexibility for energy grids provided by wastewater treatment plants with anaerobic sludge digestion
• [2] Zhaoqing Wang, Dungang Gu*, Jiaqi Lu, Nan Zhang, Yang Liu, and Guanghui Li, 2022, Scheduling of Batch Operation for a Wastewater Treatment Plant under Time-of-Use Electricity Pricing.
• [3] Rickey Donald, Jonathan G. Love, 2023, Energy shifting in wastewater treatment using compressed oxygen from integrated hydrogen production.
• [4] Gils, H. C. (2014). Assessment of the theoretical DR potential in Europe. Energy
• [5] Presentación del webinar de Antonios Marinopoulos, EC DELTA:
  https://www.delta-h2020.eu/wp-content/uploads/2020/11/DELTA_Webinar_JRC_final-1.pdf
• [6] Procedimientos de operación, Red Eléctrica: https://www.ree.es/es/actividades/operacion-del-sistema-electrico/procedimientos-de-operacion 

SOBRE EL PROYECTO

Aqualitrans II es un proyecto POCTEP continuación del proyecto Aqualitrans I. El objetivo general del proyecto es la mejora de la sostenibilidad y la eficiencia en el sector de la depuración de aguas residuales, alineándolas con las necesidades que surgen con la Transición Energética, como la integración de generación renovable, el aumento de la flexibilidad de la demanda y la participación activa del consumidor en el mercado eléctrico. El proyecto fomenta la mejora de la eficiencia, la implantación de energías renovables y la digitalización, avanzando en la transición ecológica y la adaptación al cambio climático del espacio transfronterizo y promoviendo la implantación de modelos energéticos innovadores.

Los socios de este proyecto son: la fundación Instituto Tecnológico de Galicia (ITG) como líder del proyecto, el Instituto Energético de Galicia (INEGA), Augas de Galicia, Águas e Energia do Porto e Instituto de Ciência e Inovação em Engenharia Mecânica e Engenharia Industrial (INEGI).

Artículo publicado en el Nº 29 de la revista Dínamo Técnica

Pablo Durán Gómez. Responsable de proyecto, departamento de Energía, Instituto Tecnológico de Galicia (ITG).

Eduardo Fontúrbel Martínez. Responsable de proyecto, departamento de Energía, Instituto Tecnológico de Galicia (ITG).