1.1 ¿Cómo solicitar acceso a la red para almacenamiento stand-alone e hibridado?

1.2 Si a una planta de generación renovable le incorporamos una unidad de almacenamiento inferior al 5% de la potencia de acceso concedida, ¿es
necesario solicitar acceso y conexión y poner avales o se considera una actualización y no es necesario poner avales?

1.3 ¿Cuál es la relación entre los concursos de capacidad de acceso y los objetivos de despliegue de ALM del PRTR?

1.4 ¿Una instalación de almacenamiento aislada es considerada a efectos de la NTS 631/2016 como un MPE (Modelo de Parque Eléctrico)?

1.5 ¿Cuál es el tratamiento de las reservas a subir y bajar del almacenamiento stand-alone e hibridado a efectos de control de frecuencia?

1.6 ¿Cómo podemos saber si existe la posibilidad de solicitar un punto de acceso para esta tecnología? ¿En qué columna debemos mirar en la tabla de capacidades de REE para saber si existe capacidad disponible para esta tecnología?

1.7 Para la solicitud del punto de acceso, ¿Aplica el aval de 40.000 €/MW?

1.8 ¿Cuáles son las principales diferencias y requerimientos de las modalidades A y B de hibridación?

1.9 ¿Cómo se interpreta el siguiente requisito del RD 1183 2020?
La potencia instalada de la tecnología que tiene otorgados los permisos de acceso y de conexión podrá ser inferior al 40% de la capacidad de acceso otorgada en el permiso de acceso

1.10 Estamos estudiando la hibridación con almacenamiento de nuestro porfolio de solar PV en operación. A este respecto queríamos preguntaros vuestra opinión acerca del siguiente punto.

El porfolio que estamos planteando hibridar se compone principalmente de plantas reguladas bajo RD413/2014 por lo que la batería debe tener un
sistema de medida independiente de la planta solar.
Dada la edad y diferente configuración de las plantas solares, puede ser que el punto de medida fiscal existente deba adaptarse o modificarse para poder acoplar la batería y que ésta a su vez tenga un punto de medida independiente.

i. ¿Podría ser un problema a ojos del permiso de Acceso y Conexión de la planta solar PV?

ii. ¿Se tramitaría esta actuación conjuntamente con la actualización de dicho permiso de Acceso y Conexión?

iii. ¿Resultaría una modificación sustancial y, por tanto, poner en riesgo la retribución específica?

1.11 He estado revisando la sesión de workshop que tuvo lugar para esta convocatoria de ayudas y me surgen 2 dudas que creo que no quedaron del todo aclaradas tras la reunión.

• ¿Los proyectos de baterías podrán cargar de la red? Según lo que se expuso, la convocatoria está abierta a que se presente un modelo de negocio donde la batería cargue de la red, pero no me quedó claro si la regulación lo permite en la actualidad (la última información que manejamos es que no está permitido).
• En caso de poder cargar de la red, ¿Qué requisitos técnicos deberíamos de cumplir como consumidores para poder conectar la batería y cargar de la red? Teniendo ya un punto de acceso la parte de generación nos queda clara, pero no tenemos clara la disponibilidad de red para la carga de la batería.

2.1 ¿Qué permisos necesitan los proyectos de almacenamiento?

2.2 ¿Diferencia entre almacenamiento stand-alone e hibridado con instalaciones nuevas / existentes?

2.3 ¿Cómo aplica el umbral de 50 MW para cambio de órgano sustantivo ante hibridaciones de almacenamiento con generación?

2.4 ¿Aplican los hitos del RD-L 23/2020 en la tramitación de instalaciones de almacenamiento stand-alone?

2.5 Aunque se estén tramitando, entendemos que no existe un mercado que regule su operación ¿pueden obtener AAC?

2.6 ¿Existe algún documento que recoja las normativas actualizadas que deben cumplir los sistemas de almacenamiento en las diferentes etapas de desarrollo?

2.7 Respecto a los trámites administrativos para conectar nuestra instalación de almacenamiento hibridada, ¿tenéis alguna novedad sobre si es necesario seguir el proceso completo? Es decir, ¿deberíamos de obtener el FON por parte de REE y el RAIPEE por parte de la administración?

3.1 ¿Qué requerimientos de evaluación medio ambiental se aplican al almacenamiento?

4.1 ¿Cuál es el status de los permisos urbanísticos para construcción de almacenamiento en suelo rústico?

4.2 ¿Cuál es la normativa que aplica a la instalación de soluciones de almacenamiento con baterías en terrenos rústicos en la CCAA de Asturias?

5.1 ¿En qué mercados puede participar el almacenamiento a marzo de 2023? ¿Diferencias entre almacenamiento stand-alone e hibridado?

5.2 ¿Qué opciones de venta de energía hay actualmente en el mercado para sistemas con almacenamiento?
¿Se puede ir a mercado mayorista como “instalación hibridada, sólo puede ser vendida en mercado de ajustes…?

5.3 ¿Una instalación de almacenamiento aislada es considerada a efectos de la NTS 631/2016 como un MPE (Modelo de Parque Eléctrico)?

5.4 Después de la revisión del último procedimiento de operación nos surgen ciertas dudas en lo referente a regulación de potencia durante los eventos de
frecuencia:

Para plantas híbridas, se considera “reserva disponible a bajar” la potencia disponible a bajar por el equipamiento de almacenamiento hasta su capacidad máxima de importación.

Teniendo en cuenta esto, en el momento de hibridar una planta con almacenamiento, ¿se estaría obligado a realizar un contrato de consumo para responder al soporte de frecuencia?

Para baterías se indica que no existe mínimo de regulación ni mínimo técnico. ¿Al conectar una batería como parte de una hibridación se obliga a cargar y descargar debido al control de frecuencia y/o POD?

Esto va en detrimento de la vida de la batería, ¿Se espera alguna compensación por esto? Tenéis conocimiento de operación de plantas híbridas con almacenamiento en puntos con alta ocurrencia de curtailment. ¿Existe alguna restricción para cargar la batería en los momentos de curtailment al PV?

5.5 En cuanto a participación en los mercados, ¿puede el almacenamiento, tanto hibridado como stand-alone, participar en los mercados diarios, intradiarios, de  balance (regulación secundaria, terciaria y reservas de sustitución) y de solución de restricciones técnicas?

5.6 ¿Se permite el “stacking” o acumulación de línea de ingresos?

5.7 ¿Cómo se plantea la participación en el mercado eléctrico de instalaciones stand-alone? ¿Serían instalaciones de generación y de demanda, teniendo que pagar ambos peajes?

5.8 Aunque se estén tramitando, entendemos que no existe un mercado que regule su operación ¿pueden obtener AAC?

5.9 Hoy en día no existe legislación que regule la participación en el mercado de este tipo de tecnología. ¿Cuándo se prevé que salga legislación específica aplicable al almacenamiento stand alone?

5.10 ¿Cuál es el estatus regulatorio y de mercado del almacenamiento como participante en los servicios de balance?

5.11 En la regulación secundaria, el representante de la unidad de programación debe ser el titular de la zona de regulación. ¿Hay perspectivas de que esto cambie?

5.12 ¿Existen restricciones a día de hoy para cargar de la red?

5.13 ¿Cuál es el tratamiento de las reservas a subir y bajar del almacenamiento stand-alone e hibridado a efectos de control de frecuencia?

5.14 ¿Qué oportunidades existen en regulación terciaria para almacenamiento?

5.15 ¿Cuáles son las principales diferencias y requerimientos de las modalidades A y B de hibridación?

5.16 Profundizando en el cumplimiento de los requisitos de la instalación hibrida:

Ya que la instalación híbrida Gen + Almacenamiento comparte punto de conexión ¿Se evalúa únicamente el cumplimiento de requisitos de operación en el POI a pesar de que la modalidad elegida sea la Mod A, o por el contrario se revisa el cumplimiento en cada punto de medida?

No tengo claro si al considerar la conexión en Mod A los requisitos se evaluaran de “manera desagrada”, es decir, en el punto de medida específico para el almacenamiento y en el punto especifico del generador renovable.

5.17 Estamos estudiando la hibridación con almacenamiento de nuestro porfolio de solar PV en operación. A este respecto queríamos preguntaros vuestra opinión acerca del siguiente punto.

El porfolio que estamos planteando hibridar se compone principalmente de plantas reguladas bajo RD413/2014 por lo que la batería debe tener un sistema de medida independiente de la planta solar.

Dada la edad y diferente configuración de las plantas solares, puede ser que el punto de medida fiscal existente deba adaptarse o modificarse para poder acoplar la batería y que ésta a su vez tenga un punto de medida independiente.

i. ¿Podría ser un problema a ojos del permiso de Acceso y Conexión de la planta solar PV?

ii. ¿Se tramitaría esta actuación conjuntamente con la actualización de dicho permiso de Acceso y Conexión?

iii. ¿Resultaría una modificación sustancial y, por tanto, poner en riesgo la retribución específica?

5.18 He estado revisando la sesión de workshop que tuvo lugar para esta convocatoria de ayudas y me surgen 2 dudas que creo que no quedaron del todo aclaradas tras la reunión.

• ¿Los proyectos de baterías podrán cargar de la red? Según lo que se expuso, la convocatoria está abierta a que se presente un modelo de negocio donde la batería cargue de la red, pero no me quedó claro si la regulación lo permite en la actualidad (la última información que manejamos es que no está permitido).
• En caso de poder cargar de la red, ¿qué requisitos técnicos deberíamos de cumplir como consumidores para poder conectar la batería y cargar de la red? Teniendo ya un punto de acceso la parte de generación nos queda clara, pero no tenemos clara la disponibilidad de red para la carga de la batería.

Me gustaría saber si existe marco normativo que regule el almacenamiento con baterías. Concretamente me interesa si existen condicionantes/limitantes a la hora de verter energía descargando las baterías (arbitraje). En caso de que no exista normativa, ¿están diseñada las bases? ¿se pueden consultar?

Por otro lado, quizás pueda resolver una duda que tenemos, no está recogida en las bases de la convocatoria ni en las FAQ de la web del IDAE. Si se nos acepta el 100% de la ayuda solicitada en cualquiera de los proyectos presentados, ¿podemos renunciar a alguno?

Se establece la renuncia de proyectos si no se recibe el 100% de lo solicitada y/o si superas los 37,5 M€ límite por empresa, pero no el caso comentado en el párrafo anterior.

6.1 ¿Cómo afectan los costes de energía mayorista (servicios de ajuste, pagos por capacidad, etc.) a los sistemas de almacenamiento?

6.2 ¿Qué costes actuales tendría una instalación con almacenamiento a la hora de cargar de la red?

6.3 ¿Cómo se plantea la participación en el mercado eléctrico de estas instalaciones? ¿Serían instalaciones de generación y de demanda, teniendo que pagar ambos peajes?

6.4 ¿Que peajes y cargos debe pagar el almacenamiento por cargar de red?

7.1 ¿En qué mercados puede participar el almacenamiento a marzo de 2023? ¿Diferencias entre almacenamiento stand-alone e hibridado?

7.2 ¿Qué opciones de venta de energía hay actualmente en el mercado para sistemas con almacenamiento?¿Se puede ir a mercado mayorista como “instalación hibridada o sólo puede ser vendida en mercado de ajustes?

7.3 ¿Se permite el “stacking” o acumulación de línea de ingresos?

7.4 Estamos estudiando la participación de las diferentes tecnologías renovables en los mercados de ajuste de REE (regulación secundaria, terciaria, restricciones técnicas y reservas de sustitución) y según hemos visto, el 24 de diciembre de 2020 se publicó en el BOE la Resolución de 10 de diciembre de la CNMC por la que se aprueba la adaptación de los procedimientos de operación del sistema a las condiciones relativas al balance aprobadas por Resolución de 11 de diciembre de 2019, según la cual el almacenamiento podría participar en los servicios antes mencionados. Nos gustaría que nos confirmaseis esta información y saber si está realmente participando en la actualidad en estos mercados, aunque sea de forma residual.

7.5 En la regulación secundaria, el representante de la unidad de programación debe ser el titular de la zona de regulación. ¿Hay perspectivas de que esto cambie? ¿Cuál es vuestra visión en este punto?

7.6 ¿Existen restricciones a día de hoy para cargar de la red? Esto juega un papel fundamental en el State of Charge Operation y afecta directamente al business case y al valor técnico de las baterías como assets importantes para la integración de renovables y balance de red.

7.7 ¿Cuál es el estatus regulatorio y de mercado del almacenamiento como participante en los servicios de balance?

7.8 Oportunidades en regulación terciaria: PO 7.3. de marzo de 2022

7.9 Respecto a las subastas de régimen económico para renovables: ¿Podría una instalación híbrida (PV+batería) participar como instalación fotovoltaica independiente (aplicando un coeficiente de 0,05 a la exposición al mercado) sin tener que renunciar a la batería?

8.1 ¿En qué situación se encuentra el desarrollo normativo del mecanismo de capacidad?

8.2 En cuanto a participación en los mercados, ¿Puede el almacenamiento, tanto hibridado como stand-alone, participar en los mercados diarios, intradiarios, de balance (regulación secundaria, terciaria y reservas de sustitución) y de solución de restricciones técnicas?

8.3 ¿Qué previsión planteada hay para que el almacenamiento participe en el control de tensión y en el de reposición del servicio?

8.4 ¿Se plantea abrir un nuevo servicio de respuesta primaria o rápida remunerada en el futuro a sistemas que tengan las capacidades técnicas para cumplir con los requisitos?

8.5 ¿Se está considerando el potencial del almacenamiento actuando como “Virtual Machine Mode” compensando el descenso de inercia rotacional?

9.1 Los sistemas de almacenamiento para mediana/gran escala que presumiblemente serán requeridos y tendrán puntuación en los concursos de capacidad pueden estar acogidos desde ya a las diferentes convocatorias de ayudas Next Generation o no son consideradas como “proyectos innovadores”? En caso contrario, ¿Las siguientes convocatorias de ayudas estarán destinadas a almacenamiento y venta de energía en modalidad comercial?

9.2 ¿Los 600MW de los que habla el PRTR considera la potencia en almacenamiento que se valora saldrá asignada de los concursos? Creí que se comentaba que para obtener la mayor puntuación un max. de un 2h de capacidad, y 5%Pmax solicitada en el concurso, es decir, para 100MW al menos 5MW/10MWh de almacenamiento.

9.3 Concursos de capacidad de acceso

9.4 Convocatorias de ayudas Next Generation

9.5 ¿ Cuál es el nivel de detalle del dimensionado del proyecto a la hora de presentar una solicitud de ayuda?. Nosotros somos fabricantes de baterías de litio y tenemos clientes que quieren solicitar ayudas para algunos proyectos y me han pedido ayuda para dimensionar. Entonces, ¿en el momento de la solicitud, cuyo plazo de esta convocatoria termina el 20 de marzo, ya se debe conocer exactamente la potencia y capacidad de las baterías? Me explico, en base al 40% de la potencia nominal de la planta generadora y las 2H, yo como fabricante de baterías y en base a la profundidad de descarga que recomendamos, puedo calcular pero en tal caso son valores teóricos ideales de fábrica a los cuales habría que añadir las pérdidas del sistema (tratos , consumos, eficiencias,… ), por lo tanto ¿mi cliente debe hacer el proyecto completo de detalle para registrar la solicitud de ayuda? Agradecemos si nos lo podéis precisar un poco porque a la vista de los documentos “memoria económica “ y “ memoria descriptiva “ de la web IDAE para adjuntar en las solicitudes, parece no detallar mucho a lo que nos referimos, es decir , cuánto puede diferir la potencia y capacidad de la solicitud a la que realmente se ejecute según proyecto definitivo…..

Referente a la FAQ: 3.24. ¿Es necesario presentar 3 ofertas de distintos proveedores en la fase de solicitud de la ayuda? De acuerdo con lo especificado dentro del artículo 6.12.a) de la orden de bases (Orden TED/1177/2022, de 29 de noviembre), en las contrataciones relacionadas con las actuaciones objeto de ayuda, se dispondrá de suficiente concurrencia de ofertas (al menos tres, cuando ello sea posible), conforme al artículo 31.3 de la Ley General de Subvenciones, con carácter previo a la contracción del compromiso para la obra, la prestación del servicio o la entrega del bien, salvo que por sus especiales características no exista en el mercado suficiente número de entidades que los realicen, presten o suministren. ¿Esto significa que el promotor o titular debe presentar tres presupuestos EPC?”

9.6 “Por otro lado, quizás pueda resolver una duda que tenemos, no está recogida en las bases de la convocatoria ni en las FAQ de la web del IDAE. Si se nos acepta el 100% de la ayuda solicitada en cualquiera de los proyectos presentados, ¿podemos renunciar a alguno?
Se establece la renuncia de proyectos si no se recibe el 100% de lo solicitada y/o si superas los 37,5 M€ límite por empresa, pero no el caso comentado en el párrafo anterior.”

9.7 ¿Cuál es la relación entre los concursos de capacidad de acceso y los objetivos de despliegue de ALM del PRTR?

10.1 “Estamos a la búsqueda de varias informaciones sobre el almacenamiento energético previsto y los nuevos mecanismos para incentivarlos:

• En el PNIEC he entendido que se prevé 2,5GW adicional de baterías y 7GW de bombeo, creo que luego son 7GW de Thermosolar. La suma de esto no me permite llegar al objetivo incluido en la estrategia del almacenamiento que es de 20GW, y no he conseguido encontrar el detalle para cada tecnología para lograr este objetivo

• Explicaciones sobre los distintos modos de almacenamiento (diario y estacional, almacenamiento behind the meter).

• Informaciones sobre el demand side response”

11.1 ¿Qué es AEPIBAL?

11.2 ¿Cómo asociarse a AEPIBAL?

11.3 ¿Cómo trabaja AEPIBAL?