El actual mercado eléctrico, donde de forma diaria se forman los precios de la energía eléctrica en forma horaria, así como también el de ajustes y servicios complementarios, por los volúmenes que manejan, usan como los grandes mercados, los múltiplos mayores de su sistema de medida, MWh, GWh, es decir, de “toneladas” hacia arriba.
Habrá que darse prisa pues los mercados locales "de flexibilidad eléctrica", que la legislación del sector ya prevé, pero que aún no existen, van a tener que funcionar "en gramos" o en “kg” como mucho, tal y como lo hacen los tan imprescindibles y apreciados mercados de abasto de pueblos y ciudades.
¿Y todas estas prisas de dónde vienen?... pues desde mi punto de vista, nacen del anuncio del Ministerio de Transición Ecológica sobre una partida muy importante de ayudas económicas procedentes del marco europeo llamado “Next Generation”. En una gran parte, van a ir dirigidas a potenciar la instalación de energía fotovoltaica en modo autoconsumo y baterías "detrás del contador", es decir, en hogares, comercios e industrias, justamente en los puntos donde se precisa el consumo energético.
Generar, almacenar y consumir energía eléctrica en el mismo punto, una idea magnífica que podría llevar a pensar que lo demás ya sobra, líneas eléctricas, centrales de producción, etc...
Pero la realidad es diferente e imperfecta y tal como pasa en los huertos particulares de hortalizas, se producen excedentes, en unos y déficits en otros. Los mercados locales nacieron ya hace muchos años para cubrir esta necesidad de intercambio en el mismo lugar. Su eficiencia y valor radica en el corto recorrido del producto a comerciar. Sus clientes y proveedores son por norma general, particulares y pequeñas empresas. La forma de negociar y relacionarse entre ellos es muy diferente de los actores en mercados mayoristas.
Precisamente esta red eléctrica que algunos ven como prescindible cuando se alcanzan valores muy altos de autosuficiencia, es la que en realidad crea los caminos eléctricos para trasladar de forma efectiva los acuerdos de mercado local de excedentes y déficits, distribuyendo la energía entre las partes contratantes por el camino más corto.
Esta red de distribución de energía debe también cambiar necesariamente. Especialmente la red eléctrica de baja tensión, la más capilar, la más extensa en km y es la que llega a la puerta del consumidor. Es esta red, la menos tecnificada, justamente es donde va a impactar directamente la tecnología comentada anteriormente y donde va a precisar la mayor inversión, especialmente en motorización y digitalización.
Los proyectos piloto que esperábamos poder hacer pruebas antes de la llegada de la necesidad expuesta, con el pistoletazo de salida de las ayudas, quizá ya lleguen tarde o sean innecesarios, pues con la enorme cantidad de dinero que se pone a disposición a través de ayudas europeas, se hace del todo necesario continuar aumentando los niveles de inversión en estas redes modernizándolas para no perder la estabilidad de la red y para no desperdiciar las oportunidades de intercambio de demanda y excedentes en el mismo nivel de tensión.
Unir siempre que sea posible los extremos de la red de media y baja tensión, sustituyendo los puntos estáticos de maniobra generalmente equipados con fusibles, por electrónica de potencia para que den dinamismo a estas redes a los efectos que ni un kW circule por “falta de camino” a niveles de tensión superiores, es decir se consuma al máximo a este nivel de tensión.
La red diurna en sus diferentes horas y especialmente la red nocturna va a tener configuraciones de explotación completamente diferentes. No habrá dos días iguales. Con ello aparece también el gran reto de mantener estable la tensión de la red.
La tecnología e inversiones anteriores permitirán evolucionar de una red de distribución estática a flexible, aunque de capacidad limitada. Las nuevas congestiones no deberían solucionarse siempre con nuevas instalaciones como hasta ahora, sino que deberían definirse las condiciones para que el distribuidor pueda solicitar medidas de flexibilidad sobre la generación y demanda. Para ello, es necesario que los costes de adquisición de flexibilidad del Distribuidor sean reconocidos como un nuevo coste en sus actividades de operación y mantenimiento de la red. Esto permitiría una operación de la red eléctrica óptima y eficiente que debería redundar en menores costes para el consumidor final.
Los flujos de información entre el mercado mayorista y el local lógicamente deben existir y también deben crearse sus sistemas de ajuste diferenciados, porque son diferentes, pero deben mantener una estrecha colaboración para que el movimiento de energía entre niveles de tensión diferentes sea el mínimo.
Todo ello por la inmediatez y por cantidad de puntos, supera la capacidad humana de gestión de una red en su forma tradicional, tanto desde el punto de vista técnico como la gestión administrativa contractual asociada a estos movimientos.
La inteligencia artificial y tecnologías de este nivel serán las herramientas que partiendo de bases de datos comunes de distribución van a poder tomar las decisiones necesarias para dar solución al reto técnico que presentará la red y también serán imprescindibles para la puesta en marcha de los precios de los mercados locales de flexibilidad, los cuales deberán contar con un sistema de gestión muy eficiente, para que estos mercados tengan costes viables y proporcionales a los volúmenes que se van a negociar.
Con esta señal económica que se manda desde el más alto nivel de la Administración, empieza la definitiva cuenta atrás para la creación de las de redes inteligentes, las SMART GRID, sobre las que tanto se ha escrito sobre ellas, llega pues ahora y sin dilación, la oportunidad de hacerlas realidad y lograr una transición energética a un coste cada vez más competitivo para los consumidores, empresas de servicios y la industria en general.
Albert Estapé es vicepresidente de ASEME
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