Expertos han destacado la necesidad de 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.
Néstor Rodríguez, investigador postdoctoral del Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas, ha presentado el 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.
En concreto, el documento destaca 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".
Asimismo, 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 y 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.
Rodríguez advirtió de que 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", añadió.
La interoperabilidad de las redes eléctricas
Asimismo, apostó por mejorar e incrementar la interoperabilidad como 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.
Además, los autores del estudio afirman 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.
Así, creen que 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.
Picón estimó 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".
En este sentido, apuntó que 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".
Mientras, Marquina puso en valor el papel del almacenamiento, ya que es el elemento que "puede aportar calma al sistema como garantía de la seguridad de suministro", aunque aseguró que sin la digitalización necesaria que permita la recogida de información o su gestionabilidad, "sería más ineficiente de lo que podría ser".
Por otra parte, Rafael Cossent destacó 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", dijo.
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