El reglamento europeo señala que las metodologías de remuneración de los gestores de red deben proveer incentivos para la innovación en ámbitos como la digitalización, los servicios de flexibilidad y las interconexiones
EnergíaDirigentes Digital
| 17 jul 2024
Es necesario contar con un esquema adecuado de retribución de las actividades de distribución y transporte de electricidad para permitir el imprescindible avance en la digitalización de redes. Es una de las conclusiones del estudio‘La digitalización de las redes eléctricas de distribución: Indicadores e inversiones’, elaborado por el Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas y publicado por Fundación Naturgy que, entre otras cosas, hace una revisión de las inversiones y el marco regulatorio necesarios para lograr una transición energética eficiente.
Este documento señala que, durante la transición energética, se espera un incremento de las inversiones y de los costes operativos de los gestores de redes de distribución, por lo que las metodologías de remuneración deben proveer incentivos, según el reglamento europeo, para la innovación, en interés del consumidor, en ámbitos como la digitalización, los servicios de flexibilidad y las interconexiones.
En este mismo sentido, la directiva europea apunta la necesidad de adaptar los esquemas retributivos de los gestores de redes en los países de la Unión Europea a los nuevos desafíos de la transición energética. La directiva remarca la necesidad de incentivar las soluciones de flexibilidad, como puede ser el uso de la demanda flexible, para retrasar los refuerzos de red cuando ello resulte ser la alternativa más eficiente, lo que resulta de especial importancia dadas las previsiones de grandes inversiones necesarias durante los próximos años.
Aun siendo conscientes de la necesidad de digitalizar las redes eléctricas para integrar los recursos energéticos distribuidos que impone la transición energética, como el almacenamiento o el vehículo eléctrico entre otros, en la presentación del estudio, Néstor Rodríguez, investigador postdoctoral del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas, ha querido poner de manifiesto los desafíos a los que se enfrenta este proceso.
En su opinión y en la de los autores del documento, “la conectividad es uno de los pilares de la digitalización de las redes de distribución, ya que es lo que permite la recopilación de los datos generados por los sensores y el envío de órdenes a los actuadores. Es decir, la conectividad permite una operación activa de la red, que es una de las características principales de las smart grids”.
Además, mejorar e incrementar la interoperabilidad es uno de los grandes desafíos a los que se enfrenta el sector de la distribución eléctrica, ya que la operación de la red exige cada vez más coordinación y comunicaciones con el operador del sistema de transporte, el del mercado eléctrico, otras empresas distribuidoras y los usuarios conectados a la red. Esto se debe, principalmente, a la creciente penetración de la generación distribuida en la red eléctrica y el surgimiento de los prosumers, que aumentan los retos para operar la infraestructura eléctrica.
Asimismo, todo este incremento en las comunicaciones y en las variables que se miden, procesan y controlan, llevan aparejadas cantidades ingentes de información. “Por tanto, surge el reto de la gestión de dicha información para hacer un uso eficiente de la misma, de modo que al final sirva para su propósito de mejorar realmente la planificación y operación de las redes de distribución, contribuyendo a hacer mejor uso de la infraestructura y tener un sistema eléctrico más eficiente”, ha señalado Rodríguez.
La ciberseguridad surge entonces como una necesidad fundamental para proteger los datos y garantizar la integridad y confidencialidad de la información y la propia seguridad de la red, tanto para los datos relativos a los consumidores como para las propias redes de distribución, dado que la electricidad es un servicio esencial en nuestra sociedad y cualquier interrupción a gran escala tendría consecuencias graves.
Teniendo en cuenta que la digitalización de la red ofrece la capacidad de optimizar la utilización de la energía, gestionar la demanda de forma eficiente y fomentar una mayor participación de los consumidores en el sistema eléctrico, el estudio propone diversos indicadores para medir la digitalización e integración de recursos energéticos distribuidos en las redes.
Los autores del estudio plantean que el proceso de transformación de las redes plantea cuestiones como cuál es el nivel óptimo de digitalización o si están las redes de distribución siendo digitalizadas de manera eficiente, para lo que es necesario primero medir su digitalización de manera que permita su comparación objetiva. Esto, aparte de dar una visión sobre el estado actual de la digitalización de las redes, podría combinarse con los indicadores actuales de calidad de suministro para tratar de identificar si la digitalización está teniendo el impacto esperado o si determinadas inversiones resultan más eficaces que otras.
Para ello, proponen dos tipos de indicadores: los de digitalización y los de integración de recursos energéticos distribuidos. La definición y homogeneización de los indicadores, así como su adopción, es fundamental para que resulten realmente útiles.
En el coloquio posterior a la presentación del informe participaron Luis Marquina, presidente de la Asociación Española de Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL) y director de Relaciones Institucionales de Grupo Gransolar; Juan José Picón, Servicios Jurídicos, Regulación y Gestión Ingresos de UFD, la distribuidora de electricidad de Grupo Naturgy; y Rafael Cossent, investigador del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas.
Juan José Picón ha señalado que “digitalizar toda la infraestructura de red eléctrica es imposible, por lo que es necesario, para realizar las actuaciones precisas, identificar para qué, dónde y con qué tecnología”. Así, “UFD ha logrado reducir el tiempo de interrupción (TIEPI) del servicio a 30 minutos, frente a la media nacional de 52, sin necesidad de digitalizar ni sensorizar toda la red, solo detectando en qué parte es necesario poner más foco”, ha indicado Picón.
Marquina ha puesto en valor el papel del almacenamiento, ya que es “el elemento que puede aportar calma al sistema como garantía de la seguridad de suministro. No obstante, sin la digitalización necesaria que permita la recogida de información o su gestionabilidad, sería más ineficiente de lo que podría ser”.
Rafael Cossent se ha centrado en destacar la importancia de introducir un elemento de flexibilidad en el sistema retributivo de las redes, dada la incertidumbre del futuro de la generación o la demanda. “Hay que revisar el esquema retributivo de la distribución, poniendo el foco en los límites a la inversión, ya que es un sistema contable que no se cuestiona el para qué”, ha apuntado.
Preguntados sobre los límites a la inversión, Marquina y Cossent han coincidido en señalar que el objetivo del regulador es la eficiencia que, junto a la fiabilidad, son los dos principios básicos de la distribución. Para Picón, “la clave será la buena planificación con un horizonte temporal claro, definiendo de forma precisa cuál será el rol del distribuidor”.
Preguntados sobre las tecnologías a futuro, todos han coincidido en señalar cómo la inteligencia artificial es ya una realidad en el sector. “La IA ya está en todo el mundo, aunque en un momento en el que plantea más preguntas que respuestas”, ha afirmado Marquina. Para Picón, “el Big Data será imprescindible y la IA formará parte de nuestros procesos porque el volumen de información será tal, que necesitaremos aplicar sus métodos para que fluya a la velocidad necesaria”. En este sentido, Cossent ha señalado que desde la Universidad Pontificia Comillas llevan años complementando la formación académica con programas de competencias digitales para adaptar a los estudiantes a las realidades del mercado laboral a futuro.
