Demand Aggregators, will they be the breakthrough? (EN/ ESP)

The power system faces every day with a puzzle to solve: Instantly balance power generation with consumer demand. To do this, “Red Eléctrica de España” (REE) is provided with mechanisms to act as soon as possible to variations in forecasts, either for example by a failure of a generating plant, for blowing more or less wind than expected or because consumption peaks more than expected for rising temperatures. There are many factors that can cause an alteration between the initially planned and real volume.

This situation becomes magnified even more considering that renewables are taking greater force in the generation mix and gas and coal-fired plants are closing. All this increases the need for services which allow an agile balance of the system.

The most common action by REE to avoid these imbalances is focusing on the supply side, through adjustment services markets. In these markets, producers adapt their programs to address the technical constraints of the system. These are markets that are managed by REE and where producers get an extra remuneration for adapting its production curve to the specific needs of the system.

But, is there the possibility of contributing to system balance by the demand side? Keep in mind that the hourly demand curve is fairly inflexible, traders must ensure supply to its customers and has no room for maneuver. However, REE already have an organized mechanism to influence demand instantly, known as interruptible service. This service is based on request power derating at peak times to large consumers, at a time when there is not enough generation to meet demand. Obviously, large consumers who participate in this service receive a remuneration established in auctions that are held annually. How to proceed is defined in the Order IET/2013/2013, which regulates the competitive allocation mechanism to manage interruptible demand service, which was subsequently amended by the Order IET/346/2014. Packages of power backoff traded are 5MW and 90MW, which means that only large industries can participate in this system.

However, many medium consumers are left out of this service due to lack of volume, although they would be able and willing to manage part of their demand to offer new options to balance the system. In Spain, there is increasing interest in this option, which would entail raising the need to establish a new regulatory framework that would allow the entry of new agents in demand response management, as has already been implemented in the UK and France, or in process in Germany.

Source: Smart Energy Demand Coalition

Demand response management includes mechanisms and measures focused on increase the participation of final consumers in the electricity markets and system operation, through economic incentives. Where this idea has been most exploded is in UK, with the development of several companies called Demand Aggregators. These companies add their clients’ consumption, so they can operate with grid operator (in UK, National Grid), participating in markets where, thanks to the management of consumption instantly, they can help balance the system and therefore, be compensated for this. Demand aggregators control, for example, lighting systems and climate of its customers, reducing consumption if the grid operator requests it. In this model participate some water treatment plants, which can manage when performing their pumps, or some industries or shops (supermarkets, shopping centers) that can adjust promptly for a few minutes their cooling systems or air conditioners. With this model, therefore, these consumers have changed from being mere observers to be active agents in the electrical system.

Demand response systems began in UK a decade ago. Main demand aggregators now offer their customers the opportunity to participate in two markets:

  • Frequency Response: In front of sudden generation or demand changes in the nominal frequency of the system, which ensures the proper functioning of the network (for example, in Spain the nominal frequency is 50Hz). Demand aggregators participate responding quickly, correcting the imbalance within seconds interrupting the consumption of their customers in air conditioners, refrigerators temperature, pumping systems, etc. They are based on automation system because the response must be immediate, and usually it will be solved within 30 minutes, as maximum. Therefore, this option requires smart grid technology and smart metering systems that allow a second by second control.
  • Short Term Operating Reserve (STOR) or the Capacity Market, which will start delivering from 2018. The STOR is an adjustment market, which involved both generation and demand. Participation in the STOR is performed through tenders, so the price is variable. Currently the price is in the range ₤ 20,000-30,000/MW.

It is expected that the entry of demand aggregators as new market players will finally impact on the market in the medium or long term. For the grid operator, the increase in this long-term mechanism assumes a possible flattening in the demand curve system, which improves efficiency and manageability of the network and reduce price volatility. National Grid is promoting the increase of such agents, recently launching a promotional campaign. Currently, demand aggregators account for 4% of capacity in STOR, but they seek to reach 30-50%.

Source: Smart Energy Demand Coalition

Those who are more affected by this model are big producers, who are forced to restructure their pricing mechanisms, earning less in adjustment markets. In the UK, companies like Centrica, SSE or EDF Energy have already expressed their concern at this situation and begin to suffer the consequences. The reduction in their income may end up rethinking if they should maintain certain old and expensive generation plants, as well as interest in the construction of new combined cycles.

This model leads to an evolution from a production-driven energy system to a consumer-driven one. In Spain, in addition to be in a regulatory framework in which the figure of demand aggregator is not yet conceived, the main entry barrier is technological, as the model requires significant infrastructure development in smarts grids. However, we are currently in development of these technologies, the next milestone will be the full implementation of the metering system by 2018. In the coming years, options such as demand management through aggregators may become feasible in Spain, opening a new field to explore for many consumers, a new way to improve our energy costs.


Author: Susana Gómez| Energy Procurement Consultant



[Versión Español]

Agregadores de Demanda, la solución a los problemas de Balance?

El sistema eléctrico se enfrenta cada día con un rompecabezas a resolver: balancear de forma instantánea la generación de energía con la demanda de los consumidores. Para ello, Red Eléctrica Española (REE) se dota de mecanismos que permiten actuar lo antes posible frente a variaciones en los pronósticos, ya sea por ejemplo por el fallo de una planta de generación, porque sople más o menos viento de lo previsto o porque el consumo se dispare más de lo esperado por un aumento de las temperaturas. Muchos son los factores que pueden ocasionar una alteración entre el volumen inicialmente previsto y el real.

Esta situación, aún se magnifica más teniendo en cuenta que las renovables van tomando mayor fuerza en el mix de generación y cada vez más se suceden cierres de plantas de generación por quema de gas y carbón. Todo ello, aumenta la necesidad de servicios que permitan equilibrar el sistema de una forma ágil.

La manera más habitual de actuar por parte de REE para evitar estos desequilibrios es incidiendo en la parte de la oferta, a través de los mercados de servicios de ajuste. En dichos mercados, los productores adecuan sus programas para resolver las restricciones técnicas del sistema. Son mercados que son gestionados por REE y donde los productores consiguen una contraprestación por adecuar su curva de producción a las necesidades puntuales del sistema.

Pero, ¿existe la posibilidad de contribuir al equilibrio del sistema por la parte de la demanda? Hay que tener en cuenta que la curva de demanda horaria es bastante inflexible, las comercializadoras deben asegurar el suministro a sus clientes y no tiene margen de actuación. Sin embargo, REE ya dispone de un mecanismo organizado para poder influir instantáneamente en la demanda, el conocido servicio de interrumpibilidad. Este servicio se basa en poder solicitar la reducción de potencia en horas pico a grandes consumidores, en momentos en los que no existe suficiente generación para cubrir la demanda. Obviamente, los grandes consumidores dispuestos a participar en este servicio, reciben una contraprestación por ello, establecida en las subastas que se llevan a cabo anualmente. El procedimiento a seguir queda definido en la Orden IET/2013/2013, que regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad, que fue modificada posteriormente por la Orden IET/346/2014. Los paquetes de reducción de potencia que se negocian son de 5MW y de 90MW, lo que ocasiona que únicamente puedan participar en este sistema las grandes industrias del país.

Sin embargo, muchos medianos consumidores quedan fuera de este servicio por falta de volumen, aunque serían capaces y estarían dispuestos a gestionar parte de su demanda y ofrecer al sistema nuevas opciones para el balance del sistema. En España, está aumentando el interés por esta opción, lo que conllevaría plantear la necesidad de establecer un nuevo marco regulatorio que permitiese la entrada de nuevos agentes en la gestión activa de la demanda, tal y como ya se ha implantado en Reino Unido y Francia, o como están en proceso en Alemania.


Fuente: Smart Energy Demand Coalition

La gestión activa de la demanda eléctrica engloba los mecanismos y medidas enfocadas a aumentar la participación de los consumidores finales en los mercados eléctricos y en la operación del sistema, a través de incentivos económicos. Donde se ha explotado más esta idea es en Reino Unido, con el desarrollo de varias empresas denominadas agregadores de demanda. Estas empresas agregan el consumo de todos sus clientes, de forma que puedan operar delante del gestor de la red (en UK, National Grid) como un único ente, participando así en mercados donde puedan ayudar al equilibrio del sistema gracias a la gestión de su consumo de forma instantánea, y, por ende, recibir una retribución por ello. Los Agregadores de Demanda controlan, por ejemplo, los sistemas de iluminación y clima de sus clientes, reduciendo el consumo si el gestor de la red lo solicita. En este modelo participan algunas plantas de tratamiento de agua, en las cuales se gestiona cuando realizar los bombeos, o algunas industrias y comercios (supermercados, oficinas, centros comerciales) que pueden ajustar durante unos minutos sus sistemas de refrigeración o aires acondicionados. Con este modelo, por tanto, estos consumidores han pasado de ser meros observadores a ser agentes activos en el sistema eléctrico.

Los sistemas de gestión de demanda empezaron en Reino Unido hace una década. Los principales agregadores de demanda ofrecen actualmente a sus clientes la posibilidad de participar en dos mercados:

  • Frequency Response: Delante de cambios repentinos en la generación o demanda, se producen cambios en la frecuencia nominal del sistema, que garantiza el correcto funcionamiento de la red (por ejemplo, en España la frecuencia nominal es de 50Hz). Los agregadores de demanda participan respondiendo rápidamente, corrigiendo el desequilibrio en cuestión de segundos interrumpiendo el consumo de sus clientes en aires acondicionados, temperatura de refrigeradores, sistemas de bombeo, etc. Se basan en la automatización del sistema, pues la respuesta debe ser inmediata, y suele solucionarse en cuestión de 30 minutos como máximo. Por tanto, esta opción requiere de tecnología de redes inteligentes (Smart Grids) y sistemas de Telemedida, que permitan un control segundo a segundo.
  • Short Term Operating Reserve (STOR) o el Capacity Market, que empezará a entregar a partir de 2018. El STOR es un mercado de ajuste, donde participa tanto la generación como la demanda. La participación en el STOR se realiza a través de tenders, por lo que el precio es variable. Actualmente el precio se encuentra en los 20.000-30.000₤/MW.

Se espera que la entrada de los agregadores de demanda como nuevos actores en el mercado acabe impactando sobre el mercado a medio o largo plazo. Para el gestor de la red, el aumento de este mecanismo supone a largo plazo un posible aplanamiento de la curva de demanda del sistema, lo que mejora la eficiencia y gestionabilidad de la red, así como reduce la volatilidad de los precios. National Grid está promoviendo el aumento de este tipo de agentes, lanzando una campaña promocional recientemente. Actualmente, los agregadores de demanda suponen con su volumen total un 4% de la capacidad en STOR, pero buscan alcanzar un 30-50%.


Fuente: Smart Energy Demand Coalition

Los que salen más perjudicados ante este modelo son los grandes productores, que se ven obligados a reestructurar sus mecanismos de pricing, obteniendo menos ganancias en los mercados de ajuste. En Reino Unido, empresas como Centrica, SSE o EDF Energy ya han mostrado su preocupación ante esta situación, y empiezan a sufrir sus consecuencias. La reducción en los ingresos a los productores puede acabar ocasionando que muchos de ellos se replanteen el mantenimiento de ciertas plantas de generación antiguas y caras, así como se reduce el interés en la construcción de nuevos ciclos combinados.

Este modelo conlleva una evolución de un sistema energético controlado por la generación a un sistema controlado por la demanda, lo que no deja indiferente a ningún agente. En España, además de encontrarnos en un marco regulatorio en el cual la figura del agregador de demanda no está todavía concebida, la principal barrera de entrada es la tecnológica, pues el modelo requiere de un desarrollo importante en infraestructura de smarts grids. No obstante, actualmente estamos en fase de desarrollo de alguna de estas tecnologías, el próximo hito será la completa implantación del sistema de Telemedida para 2018. En los próximos años, opciones como la gestión de la demanda a través de agregadores puede llegar a ser factible en España, abriendo un nuevo campo a explorar para muchos consumidores, una nueva vía para la mejora de nuestros costes energéticos.

Author: Susana Gómez | Energy Procurement Consultant.



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