Este mes tuvo lugar el primer Congreso de Redes Inteligentes: FutuRed en Madrid. El encuentro reunió a numerosas empresas y referentes del sector nacional e internacional, demostrando que será clave un acuerdo entre los actores para el mejor desarrollo de la transición energética. 

Durante la jornada se ha destacado el papel vertebrador que juegan y se ha construido una hoja de ruta para la digitalización y la automatización de estas como factor competitivo clave.

Abelardo Reinoso, Consultor y Analista energético, asistió al evento y comparte con este medio algunas de sus conclusiones, poniendo el foco en que las redes de distribución no están pensadas para gestionarse con las nuevas formas de generación, como las comunidades energéticas. 

“Es un error continuar con normativas pensadas con la cabeza del pasado para regular el futuro de la energía. Seguimos con una red cuyo diseño y arquitectura siguen anclados en el siglo XX, porque la regulación no avanza al mismo ritmo de la digitalización”, enfatiza el experto en redes eléctricas. 

En diálogo con Energía Estratégica España, declara que la mayor actualización que se podría realizar a nivel normativo, para facilitar una mejor integración de renovables, es brindarles las herramientas a los distribuidores para poder gestionar la red y a sus generadores, dentro de sus ámbitos. 

Mientras hoy cumplen sus tareas propias del mantenimiento y explotación de red para garantizar la calidad y la continuidad del suministro e inversión en este sentido, al mismo tiempo e igual que la generación, este rol debería evolucionar, según propone. 

“De esta manera se podría potenciar el mercado de flexibilidad, gestionar la demanda, el autoconsumo, el almacenamiento en determinadas áreas. Pero para eso será necesario cambiar el chip con el cual planificamos la evolución de la red”, señala. 

Pero si así fuera, ¿podría afectar aún más la relación entre las distribuidoras y los pequeños generadores? Es aquí donde crece el rol del operador del sistema y radica el punto de la postura de Reinoso. 

Así como el futuro de la generación eléctrica se espera que sea distribuida, el experto sostiene que la imagen ideal de la operación de la red sería una mesa redonda donde puedan sentarse todos los agentes involucrados en la digitalización de la red, desde las distribuidoras y Red Eléctrica España hasta los generadores con la coordinación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). 

“Desde hace 20 años trabajamos en reglamentos y procedimientos de operación para establecer una metodología que homogenice las actuaciones, pero nunca se ha logrado y esto sería clave para agilizar los procesos”, indica Reinoso y sostiene que las redes de distribución no están pensadas para gestionarse con los nuevos requerimientos asociados a la integración de renovables distribuidas, almacenamiento y movilidad eléctrica. 

Entonces, ¿qué debería tener en cuenta un nuevo diseño? El objetivo debería ser acordar esta reglamentación en una mesa donde puedan sentarse todos los agentes involucrados en la digitalización de la red, desde las distribuidoras y Red Eléctrica España hasta los generadores con la coordinación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y se acuerden los fundamentos reglamentarios técnicos y operativos que deban regir la red del futuro y su gestión cada vez más distribuida.

Digitalización y automatización de la red

Planteando una línea del tiempo entre los principales hitos que convertirán a la Red Eléctrica española en la ideal para gestionar la generación de energía renovable, respondiendo sin inconvenientes a la demanda, el experto en redes propone algunos aspectos destacados que no se pueden dejar de lado:

• Como uno de los primeros grandes pasos dados fue la capacidad de detectar averías en la alta y media tensión, lo que permite resolver la práctica totalidad de las incidencias en tiempos que no superan los tres minutos. 
• Asimismo, observa que la tecnología de telemedida, telecontrol y automatización ha sido clave para poder avanzar en la explotación más compleja de la red. 
• La instalación de los smartmeters en los puntos de medida de cliente y en centros de transformación también permitieron obtener información online del consumo, tensiones, etc. 

No obstante, de cara a lo que queda por mejorar en la red, plantea que se pueda optimizar la integración de las energías renovables en sus diferentes modalidades, tanto en la generación como en almacenamiento y la actualización para dar respuesta a la electrificación de cada vez más sectores. 

“En la actualidad ya no hablamos en la alta y media tensión, estamos hablando de que modalidades como las comunidades energéticas están planteando sus conexiones en la baja tensión al igual que lo harán en un futuro el resto de las nuevas formas de generación”, concluye Reinoso. 

Almacenamiento y flexibilidad

Uno de los principales interrogantes que moviliza a la actualización de la red es cómo podrá actuar en concordancia con los desarrollos de diferentes tecnologías de almacenamiento energético. 

Baterías, bombeo, producción distribuida de hidrógeno, entre otras alternativas conformarán el mix que dará flexibilidad de abastecimiento en todas las horas del día. 

En este sentido, lo que propone el consultor energético es que este es el momento en que se deberá pensar en cómo almacenar energía y gestionar la demanda más en lugar de como generar más energía. 

“Si revisamos en un mapa veremos que existen grandes distancias entre las zonas de generación eléctrica y las de demandad. Los centros de gran demanda no coinciden con los centros de generación. La independencia energética pasa, entre otras medidas, por hacer que la gestión de la generación distribuida reduzca esa brecha, acercando la generación renovable al consumo”, finaliza.