En los próximos años, el sector eléctrico se va a dar la vuelta como un calcetín. La generación distribuida, la incorporación masiva de instalaciones de autoconsumo y las baterías solo serán algunas de las patas del nuevo sistema en el que las empresas distribuidoras ganarán protagonismo y la digitalización será fundamental para abordar esos cambios.
"La fotovoltaica es una solución técnica y económicamente posible para el suministro eléctrico a día de hoy", explica Pedro Basagoiti, director de Tecnología, Innovación y Nuevos Desarrollos de OMIE, durante la jornada 'Presentación de Resultados de iDistributedPV' organizada por APPA , "por ejemplo, una de las ventajas es que nos permite reducir la potencia contratada, o que nos sirve para mitigar situaciones de pobreza energética, pero su desarrollo va más allá".
De eso y mucho más trata el proyecto europeo iDistribuitedPV. Su objetivo es desarrollar soluciones integradas asequibles para mejorar la penetración de la fotovoltaica distribuida con y sin almacenamiento, además de buscar estrategias y procedimientos de monitoreo y control, gestión activa de la demanda, tecnologías inteligentes e integrarlo de acuerdo a los criterios del mercado.
"Con el aumento de la participación de todos estos agentes puede que haya un exceso de producción, y no tiene sentido que vayan a operar directamente al mercado, sino que se agrupen en agregadores de la demanda, una figura que tiene que regularse", continúa Basagoiti, "un nicho interesante de negocio para los agentes del mercado".
En esta metamorfosis del sistema eléctrico el papel de las distribuidoras será esencial y "si no obtienen un beneficio será un problema", añade el responsable de OMIE, "porque se les va a exigir mayores requerimientos de control o una actualización de sus sistemas de gestión, y por tanto, su centro de negocio se verá perjudicado. Por tanto deberán tener algún tipo de incentivo".
"Efectivamente, a día de hoy el sistema de distribución es bastante básico", explican fuentes del sector de la distribución, "hasta la fecha toda la electricidad ha ido de la red de transporte a la de distribución y de ahí a las industrias, empresas, hogares... etc. Es muy raro que haya algo fuera de ese sistema, pero en el futuro se van a conectar muchas instalaciones y de muchos tipos, autoconsumo que vierte sus excedentes a la red, autoconsumo que no, que lo almacena o que lo vierte más tarde, etc. Y en los próximos años esas instalaciones serán miles y todas estarán conectadas a la red en baja tensión, por lo que aumentará la complejidad de su gestión y habrá que adaptarse a esos cambios".
"A las distribuidoras se les va a exigir desarrollar una red inteligente y tener un conocimiento de la complejidad de estos cambios", continúan las mismas fuentes, "por tanto tendrán que invertir en software, en renovar las infraestructuras, en cambiar lo obsoleto, incorporando sensores de control, y en sistemas inteligentes para controlar los nuevos flujos. En realidad, a partir de ahora las distribuidoras se van a convertir en pequeñas operadores de sistema de transporte, como está haciendo REE a nivel nacional, pero cada una en su zona".
Pero, ¿cómo se va a financiar todo ese cambio? "En el PNIEC ya se destina una partida para la digitalización del sector de la distribución, y se tendrá que pagar a través de los peajes. Pero eso solo es una parte", añaden, "es lo que podríamos decir la renovación del aparato circulatorio del sistema eléctrico, que posibilitará que todos estén conectados y que puedan intercambiar electricidad de modo eficiente".
Sin embargo, son necesarios incentivos para poder llevar a cabo todo el proceso. "Una opción podría ser que se le de un margen por la gestión de todos estos servicios, de ese centro de control en el que se va convertir, pero habría que ver cómo, otra opción es que recibiera un pequeño 'fee', como ocurre con REE, que está regulado", explican, "pero al margen de los incentivos, la verdadera preocupación del sector de la distribución es que aumenten las pérdidas del sistema eléctrico. Las pruebas que se han hecho demuestran que a medida que aumentan las instalaciones de autoconsumo y por tanto inyectan más a la red, llega un momento en que las pérdidas se disparan. La bidireccionalidad de los flujos es un problema que habrá que resolver".
El proyecto iDistributedPV ha estudiado todos esos cambios. Su herramienta de simulación de soluciones evalúa los parámetros de entrada, como la producción de energía, el perfil de demanda, las características del sistema, el precio de la electricidad por hora, etc., y determina si la mejor opción es autoconsumir la electricidad generada, almacenarla, venderla o comprar energía de la red para Guárdalo. El último caso ocurre cuando el precio de los kWh es bajo, pero se espera que aumente en las próximas horas, y hay capacidad disponible en las baterías.
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