El camino a la descentralización del sistema eléctrico conduce a un mayor protagonismo de los operadores del sistema de distribución, una figura que tendrá que reinventarse y que se enfrentará a una realidad cada vez más compleja con redes más inteligentes y una demanda más activa. Pero, ¿cómo debe ser ese operador?
En el Mercado Interior de la Electricidad de la Unión Europea se define legalmente en el artículo 2.29 de la Directiva Europea 2019/944, de 5 de junio de 2019, como una 'persona física o jurídica responsable de operar, garantizar el mantenimiento y, si es necesario, desarrollar el sistema de distribución en un área determinada y, cuando corresponda, sus interconexiones con otros sistemas, y para garantizar la capacidad a largo plazo del sistema para satisfacer demandas razonables para la distribución de electricidad '.
"En los próximos dos años, España tendrá que trasponer esta directiva y tendrá que regular cómo va a ser ese operador del sistema de distribución", señala a este diario José Luis de la Fuente O'Connor, experto del sector energético, profesor de la Universidad Politécnica de Madrid y miembro de la Comisión de Expertos sobre Transición Energética del ex ministro Álvaro Nadal, "y será más necesario que nunca porque según el PNIEC, en los próximos años se esperan casi 40 GW de instalaciones que se conectarán a las redes de distribución, sobre todo fotovoltaicas, es decir, instalaciones de un voltaje inferior a 36 kilovoltios, y eso hay que gestionar y requiere mucha inversión".
Por eso, el experto considera que "esos operadores del sistema de distribución, que estarán repartidos por todo el territorio español, deberían ser una figura sin ánimo de lucro. Eso es fundamental para que se prioricen los intereses del país por encima de los intereses de la empresa privada".
Según de la Fuente O'Connor, "así ocurre en Reino Unido, por ejemplo, o en los siete sistemas eléctricos de EEUU. Hay que separar la propiedad de la red de los intereses privados, por eso, el operador debe ser una empresa dependiente del gobierno, como ocurre con REE, pero que además no tenga ánimo de lucro. Una de las posibilidades es que esas entidades públicas puedan quedar en manos de las Comunidades Autónomas, eso no quiere decir que obligatoriamente haya 17 operadores del sistema de distribución, sino que en función de una planificación donde se diseñaran los costes y las necesidades, se podría ajustar".
Pero no solo eso, "también hay que tener en cuenta cómo va a reaccionar la demanda y con quién va a tener que dialogar", concluye O'Connor, "los agregadores de la demanda, los mercados locales de energía y la generación tendrán que tener un interlocutor para que se pueda optimizar el sistema y se pueda descarbonizar, fin último de toda esta transformación".
"No tiene sentido que se creen nuevas entidades para hacer lo que ya hacen otros", explican por su parte fuentes del sector de las grandes distribuidoras, "no tiene ningún sentido económico, las inversiones de las distribuidoras a día de hoy ya las tiene que aprobar el regulador, además de las comunidades y el Ministerio, así que el control de las inversiones están en manos del Estado".
Respecto a crear una figura semejante al operador del sistema de transporte, a REE, "tampoco tiene mucho sentido, porque funciona como una entidad privada, con objetivos de rentabilidad, de beneficios y además tiene una posición de monopolio", señalan.
"Lo que es cierto es que la gestión de las distribuidoras será cada vez más compleja, y solo será posible con redes más inteligentes y aprovechando la infraestructura existente, lo que supone grandes inversiones para que sea posible la conexión entre las miles de pequeñas instalaciones que se preve que vayan a estar y coordinarlas todas. Especialmente será importante conocer lo que ocurre en baja tensión, por ejemplo, si hay una comunidad de vecinos que coinciden todos en cargar a la vez sus vehículos eléctricos o en verter el excedente de sus baterías a la red, las posibilidades son muchas. En definitiva, se necesitarán centros de control entre otras cosas, para que sean posibles los mercados de flexibilidad".
Según la respuesta conjunta de ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) y CEER (Council of European Energy Regulators) a la consulta de la Comisión Europea respecto a esta figura, los reguladores respondieron que "los operadores del sistema de distribución (DSO) deben facilitar nuevos acuerdos actuando como facilitadores neutrales del mercado. Esto requiere un nivel suficiente de desagregación entre proveedores y DSO asociados. Con la creciente penetración de la generación distribuida (incluida la basada en renovables), se llamará a los DSO para que administren sus sistemas de una manera más activa, de manera similar a los TSO, incluso asumiendo la responsabilidad de administrar congestiones utilizando recursos locales conectados a nivel de distribución (con DSR entre ellos). Por lo tanto, la cooperación entre DSO y TSO debe ser mejorado. Además, debe considerarse el mismo nivel de separación de las funciones de DSO de otras actividades, como se prevé para los TSO. Se podrían mantener excepciones para DSO muy pequeños, que es poco probable que tengan que realizar funciones similares a TSO. A este respecto, sugerimos reduciendo significativamente el umbral actual de minimizar".
Aún así dejaron muy abierto el diseño de estos operadores. Según la Unión Europea, los DSO se caracterizan por una amplia heterogeneidad en todos los Estados miembros de la UE: en algunos Estados miembros hay cientos de DSO, en otros países puede haber solo uno o dos. Además, se crea un subconjunto de la categoría genérica de los DSO son los Operadores de Sistemas de Distribución Cerrados (CDSO).
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