RESUMEN DE REUNIÓN Nº 3 GRUPO DE TRABAJO SOBRE SMART GRIDS 17 Febrero - 2012 Reunión nº 3 Análisis de la normativa relacionada con el vehículo eléctrico 1. PARTICIPANTES... 2 2. AGENDA DE LA REUNIÓN... 3 3. CONTENIDO DE LA REUNIÓN... 4 3.1. Modos de recarga. Posibilidades existentes en los vehículos actuales: admiten recarga lenta y rápida de forma alternativa? Precios de las distintas opciones de vehículos actualmente disponibles en el mercado.... 4 3.2. Valoración del incremento de demanda correspondiente a la implantación del vehículo eléctrico según el modo de recarga. Análisis de la penetración en los sectores comercial y residencial. Estudio de los coeficientes de simultaneidad en dichos ámbitos.... 11 3.3. Funcionalidades que sería necesario incluir en el SIG (Sistema Inteligente de Gestión de Carga). Análisis coste-beneficio de las distintas opciones.... 17 3.4. Funcionalidades y requisitos que deben cumplir los equipos de medida de los puntos de recarga.... 22 3.5. Experiencia de los DSO respecto a la necesidad de que los gestores de carga estén adscritos a un centro de control que les permita consignas del Gestor de la Red cuando se les requiera para participar en servicios de gestión activa de la demanda. 23 3.6. Posibles desarrollos normativos a nivel técnico.... 24 4. CONCLUSIONES... 26 5. DEFINICIÓN DE PRÓXIMAS ACCIONES... 29
1. PARTICIPANTES Nombre y apellidos Empresa Correo electrónico Javier Latorre Arranz Gas Natural Fenosa jlatorrea@gasnatural.com Manuel Delgado Fernández Gas Natural Fenosa mdelgadof@gasnatural.com Mariano Gaudó Gas Natural Fenosa mgaudo@gasnatural.com Luis Manuel Santos Moro HC Energía lsantos@hcenergia.com Raúl Rodríguez Sánchez Tecnalia raul.rodriguez@tecnalia.com José Luis Mata REE jlmata@ree.es Susana Bañares REE sbanares@ree.es Santiago Blanco Indra sblancop@indra.es Juan Ignacio Sanz Peciña Indra jisanz@indra.es Gabriel Tévar Bartolomé Endesa gabriel.tevar@endesa.es Juan González Lara Endesa juan.gonzalezl@endesa.es Pablo Lobo Roldán Endesa pablo.lobo@endesa.es Álvaro Ryan Iberdrola Distribución alvaro.ryan@iberdrola.es Patxi Calleja Iberdrola Distribución mfcalleja@iberdrola.es Yago Ramos Sánchez E.ON Distribución yago.ramos@eon.com Álvaro Martinez Valle E.ON Distribución alvaro.martinez@eon.com Tomás Gómez San Román CNE tgs@cne.es Mª Teresa Baquedano CNE mtb@cne.es Joan Batalla CNE jbb@cne.es Josep María Guinart Solá CNE jgs@cne.es Luis Jesús Sánchez de Tembleque CNE lst@cne.es Luis Maqueda Hernando CNE lmh@cne.es Miriam Salguero Mayoral CNE msm@cne.es María Teresa Ibañez Tárrago CNE mit@cne.es 2
2. AGENDA DE LA REUNIÓN La tercera reunión del Grupo de Trabajo sobre Smart Grids se dedicó a las presentaciones de los participantes sobre distintos aspectos de la normativa aplicable a los vehículos eléctricos. 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 2 de la agenda del grupo de trabajo (relativo a la normativa aplicable al vehículo eléctrico), con el objeto de que las presentaciones se centraran en las mismas. Dichas cuestiones son las siguientes: Modos de recarga. Posibilidades existentes en los vehículos actuales: admiten recarga lenta y rápida de forma alternativa? Precios de las distintas opciones de vehículos actualmente disponibles en el mercado. Valoración del incremento de demanda correspondiente a la implantación del vehículo eléctrico según el modo de recarga. Análisis de la penetración en los sectores comercial y residencial. Estudio de los coeficientes de simultaneidad en dichos ámbitos. Funcionalidades que sería necesario incluir en el SIG (Sistema Inteligente de Gestión de Carga). Análisis coste-beneficio de las distintas opciones. Funcionalidades y requisitos que deben cumplir los equipos de medida de los puntos de recarga. Experiencia de los DSO respecto a la necesidad de que los gestores de carga estén adscritos a un centro de control que les permita consignas del Gestor de la Red cuando se les requiera para participar en servicios de gestión activa de la demanda. Posibles desarrollos normativos a nivel técnico. Por parte de la CNE se realizó una breve presentación sobre la normativa europea y estatal relacionada con el vehículo eléctrico. Tras las presentaciones se realizó una ronda de sugerencias por parte de los participantes sobre los temas que a su juicio requieren un desarrollo normativo a corto plazo y aquellos que podrían ser regulados a medio plazo, tal y como se detallará más adelante. 3
En base a todo lo anterior, la programación de la reunión fue la siguiente: 11:00-11:15 Presentación Bienvenida e Introducción por parte de la CNE 11:15-11:30 Patxi Calleja Presentación de Iberdrola 11:30 11:45 Gabriel Tévar Presentación de Endesa 11:45 12:00 Manuel Delgado Presentación de Gas Natural Fenosa 12:00 12:15 Luis Manuel Santos Moro Presentación de HC Energía 12:15 12:30 Yago Ramos Presentación de E.ON 12:30-12:45 CAFÉ 12:45-13:00 José Luis Mata Presentación del Operador del Sistema 13:00-13:15 Juan I. Sanz Presentación de Indra 13:15-13:30 Raúl Rodríguez Presentación de Tecnalia 13:30-14:00 Fin de la reunión Definición de próximas acciones 3. CONTENIDO DE LA REUNIÓN A continuación 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. Modos de recarga. Posibilidades existentes en los vehículos actuales: admiten recarga lenta y rápida de forma alternativa? Precios de las distintas opciones de vehículos actualmente disponibles en el mercado. En la tabla siguiente se incluye un resumen de los turismos eléctricos disponibles en el mercado en el año 2011, donde se especifican las unidades vendidas y el precio de las mismas, así como el tiempo y las características técnicas de la recarga. 4
Fuente: Tecnalia Es importante destacar que, tal y como se detalla a continuación, si bien algunos de los vehículos presentes en el mercado español admiten carga lenta y rápida de forma alternativa, muchos de ellos únicamente admiten carga lenta, lo que debe ser tenido en cuenta a la hora de plantear nuevos desarrollos normativos para la implantación del vehículo eléctrico. Vehículos eléctricos presentes en el mercado español que admiten carga lenta y rápida 5
Vehículos eléctricos presentes en el mercado español que únicamente admiten carga lenta Fuente: HC Energía En relación con los conectores, los sistemas de carga lenta monofásica pueden emplear los siguientes tipos: Por otro lado, para los sistemas de carga semi-rápida se pueden emplear los siguientes tipos de conectores: 6
Fuente: Gas Natural Fenosa A continuación se incluye información más detallada de algunos de los vehículos mencionados: Mercedes Benz Clase A - Ecell 7
CITROEN C-ZERO / PEUGEOT ion / MITISUBISHI i-miev BYD Modelo F3DM 8
NISSAN LEAF TOYOTA PRIUS ENCHUFABLE 9
RENAULT: FLUENCE / ZOE / KANGOU/ TWIZY 10
MOTO VETRIX LITIO PLUS Fuente: Gas Natural Fenosa 3.2. Valoración del incremento de demanda correspondiente a la implantación del vehículo eléctrico según el modo de recarga. Análisis de la penetración en los sectores comercial y residencial. Estudio de los coeficientes de simultaneidad en dichos ámbitos. A continuación se incluyen algunos datos de la previsión del impacto que podría tener en las redes de distribución la penetración del vehículo eléctrico, según los datos facilitados en las presentaciones de los participantes: Estimaciones de Iberdrola I. Análisis del consumo global de los VE o Consumo eléctrico en España: 240 TWh, (del cual aproximadamente 80 TWh es consumo doméstico) 11
o Asumiendo la hipótesis de que en 2020 se vende un 10% de vehículos eléctricos: a España le correspondería un parque acumulado en 2020 de unos 500.000 vehículos eléctricos. o Un vehículo eléctrico consume de media anual 2.000 kwh (para hacer 10.000 km): el consumo del parque vehículo eléctrico español en 2020 sería de 1 TWh: sobre la carga doméstica actual (80TWh), representaría un 1,25 % de crecimiento total en 9 años, significativamente inferior al crecimiento vegetativo del consumo. II. Análisis del consumo en los domicilios o Pensemos en el consumo de un VE, de unos 2.000 kwh/año, o Carga media: si se carga en 200 noches, da una media de 10kWh/día, lo que en 6 horas nocturnas son 1,6 kw de potencia de carga media (la mitad del domicilio medio, 3kW) o El peor caso, carga completa (ej. 25kwh), requeriría durante 6 horas 4 kw. o Si la penetración en 2020 es de un 2,5% (500.000 VE sobre 20.000.000) se puede concluir que es improbable que la carga nocturna exceda al electrificación del edificio, en el horizonte de 2020. Donde pudiese ocurrir, habría que ampliar la acometida. III. Limitaciones por Trafo de Subestación: Extrapolando los datos a partir del estudio en una provincia, se identifica que se podrían conectar en España del orden de 1.000.000 VE, cargando a 2kW en punta, manteniendo los criterios de seguridad de la red. IV. Limitaciones por Trafo de Centro Transformación: El estudio llevado a cabo sobre trafos de Centro de Transformación arroja un valor similar (en cualquier caso, siempre se darán situaciones puntuales de saturación). V. Conclusión: el Vehículo Eléctrico, en las penetraciones estimadas para 2020, no requerirá inversiones significativas en las redes de Distribución. 12
Estimaciones de HC Energía: I. Incremento de demanda según el modo de recarga. Carga rápida o Desde el punto de vista de análisis de negocio, la carga rápida presenta aspectos que permiten pronosticar un bajo nivel de penetración: La conexión a la red deberá ser en MT: necesidad de un CT dedicado Los costes de inversión de los equipos de recarga son elevados El coste de la energía vendida no se beneficiará de la aplicación de la tarifa supervalle, pues la carga rápida es una carga de oportunidad a cualquier hora del día La velocidad de recarga depende del nivel de carga (SOC) por lo que el volumen de venta de energía nunca va a corresponder a una recarga del 100% Es un servicio sólo para los vehículos eléctricos puros o Desde el punto de vista técnico hay otros matices que también refuerzan ese pronóstico: No está todavía completamente claro que ese tipo de carga vaya a resultar totalmente inocuo para la vida útil de la batería (el componente más caro del vehículo) Aunque haya un standard de carga rápida no todas las baterías son totalmente homogéneas. o Conclusión: habrá pocos puntos de carga rápida y siempre requerirán un nuevo CT II. Incremento de demanda según el modo de recarga. Carga lenta o Si la recarga lenta se realiza en horas valle, un centro de transformación que no esté sobrecargado podría atender un número de vehículos eléctricos muy por encima incluso de las previsiones más optimistas a corto plazo. o Sin embargo, en el caso de un CT con mayores niveles de carga, la presencia de vehículos eléctricos con carga en punta es la gota que colma el vaso (pero no la causa principal del problema). 13
o Con 6 horas de carga lenta, no hay hueco para la secuenciación de recargas, por lo que en zonas urbanas saturadas puede ser complicado hacer frente a esa nueva demanda dada la dificultad para aumentar CTs. Si la carga no se produce en el valle se puede repetir una situación similar a la introducción masiva de aire acondicionado en el sur de España. o En lo que respecta al análisis de la penetración de vehículos eléctricos en el sector residencial (garajes de comunidades de vecinos) se prevé que la penetración del vehículo eléctrico va a ser muy baja en el corto plazo. 14
Estimaciones de ENDESA: Endesa indica que, considerando los datos recogidos en el Plan Integral para el Impulso del Vehículo Eléctrico en España, en el caso de recarga en viviendas, habría una recarga inteligente mediante SIG con un factor de simultaneidad del 10%. Sin embargo, si finalmente el REBT no recoge la obligatoriedad del SIG, destacan que sería necesario revisar las previsiones de carga para contemplar un factor de simultaneidad unitario. Según la visión de ENDESA, esta posibilidad puede valorarse mediante la utilización del Modelo de Red de Referencia, pudiendo ser necesarias inversiones de 5 a 8 veces mayores que en el caso de implantar el SIG. Estimaciones del Operador del Sistema: REE interpreta la introducción del VE como una oportunidad para la operación del sistema: o La penetración del VE se realizará de forma progresiva y por tanto el impacto sobre la curva de la demanda también aumentará progresivamente, pudiendo llegar a ser importante. o Si la mitad del parque automóvil español ( 14 MVE) fuera eléctrico podría llegar a suponer aproximadamente el 16% de la energía consumida en 2011. o Adicionalmente, si estos vehículos ( 14 MVE) realizaran su recarga durante las horas punta podría suponer un incremento de la punta del sistema de aproximadamente un 55%. Con medidas de gestión de la demanda es posible diferir una parte de la demanda del VE al periodo valle: 15
Recarga en horas punta Recarga en valle SIN gestión inteligente Recarga en valle CON gestión inteligente 50.000 45.000 40.000 MW 50.000 45.000 40.000 MW 50.000 45.000 40.000 MW 35.000 35.000 35.000 30.000 30.000 30.000 25.000 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 25.000 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 25.000 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Sobredimensionamiento del sistema de transporte y generación Ineficiencia No favorece la integración de renovables Mayor eficiencia del sistema Mayor integración de renovables Saltos bruscos en la demanda que dificultan la operación Mayor eficiencia del sistema Mayor Integración de renovables Mayor operabilidad del sistema Por tanto, REE estima que 6,5 M de vehículos eléctricos podrían integrarse en el sistema eléctrico sin ninguna inversión adicional en activos de generación y transporte siempre y cuando la recarga se realice durante las horas valle. Estimaciones de Tecnalia TECNALIA ha desarrollado estudios de impacto del incremento de la demanda en la red originado por el Vehículo eléctrico en diversos proyectos de investigación (Energos, VERDE) basándose en hipótesis realizadas a partir de previsiones de penetración del VE, datos de movilidad, etc. Las principales conclusiones derivadas de dichos estudios son las siguientes: o Las redes de distribución están preparadas para abastecer a los vehículos eléctricos, aunque puedan darse problemas puntuales. o Las instalaciones de gran tamaño para el vehículo eléctrico deberán disponer de nuevas infraestructuras de red dedicadas, dentro de lo posible. o Para grandes niveles de penetración la recarga inteligente es necesaria. Las redes de distribución presentan el reto de que las curvas de demanda en CTs pueden diferir a la agregada del sistema. o Los vehículos eléctricos tendrían que poder gestionarse como otro recurso distribuido más de las Smart Grids. 16
3.3. Funcionalidades que sería necesario incluir en el SIG (Sistema Inteligente de Gestión de Carga). Análisis coste-beneficio de las distintas opciones. A continuación se incluye la visión de los distintos participantes del grupo de trabajo sobre las funcionalidades del SIG y otros aspectos relacionados con el mismo. Visión de ENDESA La función principal del Sistema Inteligente de Gestión (SIG) es la de supervisar que no se supera la potencia máxima de la LGA (Línea General de Alimentación) de un edificio de viviendas. En caso de que se alcance dicha potencia el SIG deberá disminuir momentáneamente la potencia dedicada a la recarga (mediante desconexión momentánea total o parcial, mediante modulación momentánea de la intensidad de recarga, etc. ), impidiendo la caída del suministro para el conjunto de viviendas. El efecto es el de trasladar momentáneamente consumos de forma automática a las horas siguientes. I. En vivienda existente: o Permite la introducción del VE sin tener que ampliar acometidas ni dotaciones del edificio, con todo lo que ello supondría en cuanto a acuerdo de comunidad de vecinos y tramitaciones. o Protege la seguridad del suministro para el resto de las viviendas (también las que no son usuarias de VE). 17
o Actúa como dispositivo de seguridad: sólo interviene en casos extremos o si hay un mal uso de la recarga por parte de los usuarios de VE, protegiendo al resto de viviendas. II. En vivienda nueva o Permite una previsión de carga equivalente a la actual para grado de electrificación alto, sin necesidad de sobredimensionar dotaciones ni acometida. o Las mismas funciones de protección y seguridad ya comentadas. III. Posición de Endesa o Válido Esquema 1 (troncal con SIG en LGA). o Válido Esquema 3 (contador principal individual con SIG en LGA). o Previsión de cargas: la misma que la ITC-10 actual para grado de electrificación elevado. o El Esquema 2 NO es válido (de forma permanente). El contador principal común con vivienda no permite o limita la gestión de carga y el desarrollo futuro de redes inteligentes. Visión de IBERDROLA IBERDROLA considera que la carga total de la vivienda no ha sido nunca limitada y no puede serlo como consecuencia del vehículo eléctrico, representado éste una carga menor, tanto en potencia como en penetración esperada, a otros desarrollos recientes. Por ello, sólo justificaría la instalación del SIG de forma excepcional, en el caso que lo solicite el distribuidor por una insuficiencia en la potencia instalada en la red. La exigencia temporal del limitador de cargas, deberá ser considerada por la Administración y ser acompañada de un plan que subsane en un tiempo determinado dicha insuficiencia de capacidad de la red. La gestión inteligente vendrá vía equipamiento aguas abajo del contador. 18
Visión de GAS NATURAL FENOSA De acuerdo con la visión de Gas Natural Fenosa, las funcionalidades del SIG deberían ser las siguientes: o Identificación del usuario por medio de tarjeta RFID o Registrar tiempo de estacionamiento del usuario o Nivel de carga requerida o Aplicar tarifa según tiempo y energía o Centro de control: verificar autentificación o Gestión de usuarios: generación de perfiles de carga según preferencia o Identificar necesidad de carga y tiempo del VE o Adecuar demanda usuario/energía disponible o Transmitir orden de modulación de carga o Gestión información de uso de la infraestructura (estadísticas) o Gestión de uso/disponibilidad de los puntos de carga o Gestión optima de la energía consumida por los VE s o Gestión de incidencias o Recepción de consignas del Operador de la Red Por otro lado, Gas Natural Fenosa señala que la previsión de potencia de las instalaciones y por tanto su dimensionamiento, va ligada a la gestión de las cargas, por lo que no será la misma si se proyecta la infraestructura de recarga con un dispositivo de gestión inteligente o sin él. A su juicio, la existencia del sistema de gestión SIG implica un aprovechamiento máximo de las instalaciones: o Factor de simultaneidad cero con el resto de la instalación o Optimización del dimensionamiento de la red o Optimización de las inversiones en la red 19
Visión de HC ENERGÍA La visión de HC Energía respecto a las funcionalidades del SIG se resume en las siguientes cuestiones: o Es realmente necesario el SIG? Ven muy problemática su introducción salvo en el caso de la figura del gestor de cargas para electrolineras o parkings. Problemas: En una comunidad de propietarios donde varios vehículos quieran hacer una carga nocturna, no hay horas suficientes en el periodo supervalle para secuenciar las recargas. Todos tienen que cargar a la vez. Qué criterio se podría aplicar para decir qué cargas deslastrar? Desconectamos la recarga de algunos vehículos? Con que criterio? Peligro del criterio competitivo FIFO: el cliente estaría incentivado a dejar conectado su vehículo en el instante n-1 del valle, llegando incluso al último momento de la punta y renunciando parcialmente a la tarifa supervalle. Si el SIG está a la entrada del edificio, cómo se fijan las políticas de deslastre de varios clientes con perfiles heterogéneos? tiene más prioridad la calefacción o los coches? El SIG, no es, al fin y al cabo, un gestor de interrumpibilidad? o Antes de hablar de funcionalidades del SIG es necesario establecer claramente el alcance de las cargas a deslastrar Posibilidad de medidas alternativas sobre la demanda con efectos similares sobre la red. o La inversión es un problema adicional: a quién corresponde hacer la inversión en el SIG? cómo se repercute/retribuye?, obsolescencia tecnológica 20
Visión de E.ON E.ON considera que es necesaria una mayor definición y caracterización del SIG en relación con los siguientes aspectos: o Quién es responsable de su instalación? DSO o cliente? o Sus especificaciones técnicas han de regularse: Funcionalidades mínimas requeridas. Criterios estándar para la realización del reparto de cargas (no discriminatorio). Normalización y regulación medida. o Por qué ha de ser obligatorio? Visión del Operador del Sistema: Según REE, la inclusión de un SIG debería ser valorada a priori como un elemento positivo que posibilitaría la gestión de la demanda. Sin embargo, existen elementos que hacen surgir dudas sobre el SIG en concreto: o En el borrador no se especifican las funcionalidades concretas del SIG, por lo que no se puede evaluar si favorece o no la gestionabilidad. o La ubicación del SIG en los esquemas en los que es obligatorio, situado en la línea general de alimentación del edificio, puede suponer escasas posibilidades de gestión inteligente real de la recarga. o Es posible que en el corto plazo no se puedan instalar físicamente puntos de recarga que se adecúen a la ITC-BT-52, dado que ésta exige un elemento ni definido ni normalizado como es el SIG. A su juicio, la falta de definición de las funcionalidades del SIG supone una incertidumbre para la gestionabilidad del vehículo eléctrico. Visión de INDRA: INDRA señala que el SIG únicamente debería ser obligatorio cuando se quiera que una instalación específica no cumpla intrínsecamente con los requisitos de 21
aplanamiento de demanda y/o gestión de potencia ociosa. Se pregunta el motivo por el cual la gestión de potencia no puede realizarse aguas abajo del contador principal en la instalación del cliente. Considera que el SIG debería especificarse técnica y funcionalmente, de manera que cualquier solución técnica que cumpla con los requisitos pueda ser empleada. Visión de Tecnalia: Tecnalia señala que no ve clara la funcionalidad del SIG, según está definido en el borrador de la ITC-BT-52, dentro del contexto de la Smart Grid. Las redes inteligentes deberían de ser capaces de optimizar sus recursos a través de una interrelación con el consumidor final (y el resto de agentes) basada en la oferta de servicios, tales como los programas de gestión de la demanda, por ejemplo. La incertidumbre sobre la posible limitación de la carga puede resultar una amenaza para los potenciales usuarios de los vehículos eléctricos que necesitan seguridad respecto a la autonomía de sus vehículos. 3.4. Funcionalidades y requisitos que deben cumplir los equipos de medida de los puntos de recarga. En relación con las funcionalidades de los equipos de medida de los puntos de recarga, HC Energía señaló que si el punto de recarga no es un punto frontera de la red de distribución, esa medida no regulada queda a criterio del cliente. Por otro lado, Tecnalia recomienda no instalar contadores secundarios sujetos a control metrológico cuando no sea necesario (tarifas planas, aparcamientos de empresas, etc). En ese caso, la resolución debería ser mayor de 1kWh. Por su parte, INDRA destaca la necesidad de definir desde el punto de vista funcional y de requisitos las diferencias entre el contador principal y el secundario. Señalan que, de acuerdo al borrador de la ITC BT- 52, el contador secundario es un elemento metrológico, por lo que debe cumplir con el Real Decreto 889/2006, y por lo tanto se regula según la ITC/3022/2007, pero por otro lado se preguntan si un contador secundario está obligado a incluir telegestion y telemedida. 22
Es importante destacar, que durante la ronda de sugerencias posterior a las presentaciones, varios participantes señalaron la necesidad de definir el esquema de medida para el vehículo eléctrico, así como las funcionalidades del contador. 3.5. Experiencia de los DSO respecto a la necesidad de que los gestores de carga estén adscritos a un centro de control que les permita consignas del Gestor de la Red cuando se les requiera para participar en servicios de gestión activa de la demanda. Respecto a la adscripción de los gestores de carga al centro de control del gestor de la Red, el Operador del Sistema señala que resulta necesario desarrollar cómo se producirá la integración en el sistema de los gestores de carga, considerando imprescindible que el operador del sistema disponga de visibilidad y opciones de gestión de este nuevo tipo de demanda. En cualquier caso, considera necesario que estas actuaciones se regulen mediante procedimientos de operación. Por su parte, Tecnalia señala que el objetivo principal debería ser la participación en servicios de Gestión Activa de la Demanda para ayudar a gestionar la red. Dicha interrelación entre el Gestor de Recarga y el Gestor de Red debería estar basada en la oferta de servicios para la gestión eficiente del sistema. Respecto a las empresas distribuidoras, HC Energía ha identificado esta necesidad como una línea para el desarrollo de proyectos de demostración que permitan la adquisición de conocimientos, si bien considera interesante que hubiera una coordinación sectorial. Por otro lado, Iberdrola señala que no hay experiencia masiva de adscripciones al centro de control del DSO. En cualquier caso, el Operador del Sistema, a través del DSO, enviará órdenes coordinadas a los comercializadores (agregadores) y estos actuarán en base a los contratos individuales con los clientes. Según el punto de vista de Iberdrola, derivado del ritmo de implantación del vehículo eléctrico, éste se verá integrado, como las demás cargas, en los sistemas de gestión de demanda que se desarrollen. 23
3.6. Posibles desarrollos normativos a nivel técnico. A continuación se resumen las propuestas de desarrollos normativos que, a juicio de los participantes, deberían llevarse a cabo para la implantación del vehículo eléctrico, además de los aspectos ya mencionados: Infraestructuras de recarga: o Desarrollo normativo de las Infraestructuras de Recarga de Vehículos Eléctricos, incluyendo las características mínimas exigibles en el futuro a dichas infraestructuras. o Simplificar el cumplimiento de los criterios en la fase inicial, teniendo en cuenta el diseño al que debe converger el modelo desde la fase inicial. En este sentido, se ha señalado que para el caso de viviendas existentes puede ser conveniente definir un procedimiento transitorio. o Desarrollar la normativa y reglamentación específica que regule el diseño, características y funcionalidades de los nuevos dispositivos de las instalaciones de recarga, como son el sistema de gestión inteligente (SIG), el sistema de alimentación del vehículo eléctrico (SAVE) y las protecciones específicas. o Se ha destacado así mismo la necesidad de estandarización de los postes de recarga, sistemas de alimentación, tecnologías de información y comunicación. Conexiones: o Uno de los participantes señala que en las viviendas nuevas se debe exigir la preinstalación (cuarto de contadores y canalizaciones) para ir desarrollando conexiones individuales para cada vecino en sus plazas de garaje (conforme se adquieren los Vehículos eléctricos). o Por otro lado, se ha mencionado la necesidad de regular un procedimiento específico de acceso y conexión a redes para el vehículo eléctrico. 24
Esquemas de medida: o Uno de los participantes señala la posibilidad de incluir el vertido a la red (V2G) en el mecanismo de Balance Neto. o Por otro lado, se ha destacado por parte de otro de los asistentes a la reunión la necesidad de garantizar la medida independiente de los consumos dedicados a la recarga. Roles: Se ha señalado la necesidad de definir los roles de los distintos agentes (distribuidor, gestor de cargas, clientes) en materia de responsabilidad de desarrollo y operación y propiedad de las infraestructuras, así como las funciones y la interacción entre agentes. Retribución o Se ha destacado la necesidad de definir los mecanismos de asignación e imputación de costes asociados al vehículo eléctrico. o En el ámbito de las Comunidades Autónomas, uno de los participantes ha señalado la necesidad de tener en cuenta el reconocimiento de costes específicos debido a normativa autonómica, así como la identificación de la finalidad de las inversiones asociadas al desarrollo del vehículo eléctrico. Gestión de la demanda: Necesidad de avanzar en mecanismos de gestión activa de la demanda. Recarga rápida: aunque la carga rápida no vaya a tener un despliegue masivo, uno de los participantes señala que sería necesario un esfuerzo de normalización, pues su función de recarga de oportunidad/emergencia obliga a que el uso sea universal 25
4. CONCLUSIONES Y ACUERDOS Si bien a lo largo de la reunión se identificaron diversos aspectos que requieren un desarrollo normativo, se concluyó que una de las prioridades debía ser la definición de las funcionalidades y características del sistema de gestión inteligente (SIG), así como las implicaciones de su instalación. En este sentido, se propuso la creación de un grupo de trabajo para el análisis de este tema, de forma paralela al Grupo de Trabajo general sobre Smart Grids, cuyas conclusiones se transmitirían al mismo. Los componentes y organización de dicho grupo de trabajo serían definidos en las próximas semanas. Así mismo, se indicó que en dicho Grupo de Trabajo se analizaría también el esquema de medida para el vehículo eléctrico, así como las funcionalidades del contador para este tipo de instalaciones. Se destacó igualmente la necesidad de analizar de forma prioritaria la adscripción de los gestores de carga a un centro de control que les permita consignas del Gestor de la Red. En base a todo lo anterior, esta Comisión considera necesario definir los temas a tratar en dicho subgrupo de trabajo, con el objeto de centrar la actividad del mismo en la propuesta de desarrollos normativos encaminados a solventar los vacíos actuales. En este sentido, el enfoque que debería darse a los temas mencionados es el que se describe a continuación: Definición de las funcionalidades del SIG o La principal función del SIG debería ser permitir el control de la potencia máxima de recarga del Vehículo Eléctrico, ya sea mediante la regulación de la intensidad de carga o del deslastre de cargas. En el subgrupo de trabajo se analizará la ubicación más adecuada para dicho dispositivo, así como su encaje legal, según la opción de ubicación elegida. Los requisitos que se establezcan para el SIG en este sentido serán propuestos para su inclusión como requisitos técnicos dentro del contexto de la ITC-BT 52. o En cualquier caso, deberá tenerse en cuenta la definición que se establezca en la ITC-BT 52 para este dispositivo, de tal forma que se asegure la libertad de elección por parte de cada usuario de la forma de gestión de cargas que desee establecer, sin interferir en las instalaciones del resto de usuarios. En este sentido, de forma adicional a la definición 26
de las funcionalidades del SIG, se considera necesario definir los mecanismos contractuales necesarios para regular la prestación de servicios derivados de la utilización de dichos dispositivos. o En relación con lo anterior, se propone la elaboración de un análisis Coste-Beneficio para cada una de las partes involucradas como consecuencia de la implantación del SIG, considerando cada uno de los esquemas de recarga propuestos en la ITC-BT 52, con el objeto de identificar posibles incentivos o barreras para la utilización de los mismos. Definición de los requisitos exigibles a los equipos de medida asociados a los puntos de recarga de los vehículos eléctricos o Deberán analizarse las necesidades de los distintos esquemas de recarga definidos en la ITC-BT 52. o En concreto, deberá analizarse la necesidad del cumplimiento de los requisitos establecidos en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, y de la Orden ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kw de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica. o Los requisitos que se propongan deberán incluir la definición de los sistemas de comunicación y telegestión exigibles a este tipo de equipos de medida, con el objeto de que sean incluidos en las Instrucciones Técnicas correspondientes. o Cabe destacar que uno de los temas que se pretenden abordar en el Grupo de Trabajo general sobre propuestas regulatorias para el desarrollo de las Smart Grids es el análisis de los requisitos de los Contadores Inteligentes y la telegestión, en el contexto de la integración del vehículo eléctrico y la generación de pequeña potencia, por lo que las 27
conclusiones derivadas de este subgrupo de trabajo serán utilizadas como base para los futuros desarrollos normativos que se propongan en el seno de dicho grupo de trabajo. Propuesta de desarrollo de Procedimientos de Operación para regular la adscripción de los gestores de carga al centro de control del gestor de la Red o Una de las obligaciones de las empresas gestoras de cargas del sistema, según el apartado 2.l) del artículo 2 del Real Decreto 647/2011, de 9 de mayo, por el que se regula la actividad de gestor de cargas del sistema para la realización de servicios de recarga energética, es la adscripción a un centro de control que les permita consignas del Gestor de la Red, cuando se les requiera para participar en servicios de gestión activa de la demanda. o Los Procedimientos de Operación desarrollados deben estar orientados por tanto a regular la participación de los gestores de carga en servicios de Gestión Activa de la Demanda que faciliten una apropiada gestión de la red. Finalmente, se propuso como fecha para la próxima reunión, cuyo tema será el análisis de la normativa relacionada con la generación distribuida, el viernes 16 de marzo de 2012. 28
5. DEFINICIÓN DE PRÓXIMAS ACCIONES Se solicita a los participantes que envíen sus comentarios a este documento antes del viernes 9 de marzo de 2012. La próxima reunión tendrá lugar el viernes 16 de marzo de 2012, 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 3 de la agenda del grupo de trabajo. En concreto, deberá darse especial importancia a los siguientes temas: o Valoración del impacto en las redes de distribución de la implantación de la generación distribuida. o 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. o Análisis de configuraciones de medida y suministro para generación de pequeña potencia y balance neto. o 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? o 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. o Propuesta de desarrollos normativos necesarios a nivel técnico. Los participantes que efectúen las presentaciones deberán facilitarlas a la Comisión Nacional de Energía antes del día 14 de marzo de 2012, indicando las personas que asistirán a la reunión por parte de su empresa. 29
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. 30
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 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. 31
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. 32
RESUMEN DE REUNIÓN Nº 3 GRUPO DE TRABAJO SOBRE SMART GRIDS 17 Febrero - 2012 Posible Fecha de Reunión ENERO FEBRERO MARZO 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 S 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 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 ABRIL MAYO JUNIO 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 S 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 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