El sector energético está en plena metamorfosis. El autoconsumo, las comunidades energéticas, la incorporación de las renovables, o el papel de nuevas tecnologías y agentes combinado con una mayor digitalización de las redes está provocando una auténtica catarsis en las distribuidoras pertenecientes a la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME).

En este cambio de modelo tecnológico, su papel será clave para modernizar los sistemas de operación y mantenimiento actuales y mejorar las futuras redes. Eso es lo que defiende Oriol Xalabarder, presidente de una asociación que representa los intereses del colectivo de distribuidores locales de energía eléctrica.

¿Cuál es el principal reto al que se enfrentan las distribuidoras eléctricas más pequeñas o más localizadas por territorio?

El reto principal es desarrollar la transición energética y la digitalización. Somos empresas, la gran mayoría, de carácter casi familiar y centenarias y no hemos tenido un cambio tecnológico tan grande como va a suponer este nuevo modelo de consumir energía. Por lo tanto, es un reto grande porque nos cambiará mucho la forma de pensar de nuestra red.

Tenemos que pasar de pensar en cobre y en cables físicos, en pensar en la digitalización, los datos o el intercambio de datos o facilitadores de mercados. Esa es la función que nos da la Directiva Europea, donde se da paso a que pueden entrar nuevos actores al sistema eléctrico y a la producción de energía y a la demanda de flexibilización.

Va a ser básico que las distribuidoras puedan tener almacenamiento en la red de distribución, pero la normativa limita mucho esta posibilidad. 

Por tanto, es un reto para empresas distribuidoras y concretamente las pequeñas. Para los que nos gusta la parte más técnica y empresarial, es un reto emocionante en cuanto que podemos hacer cosas que son distintas a las que veníamos haciendo ahora. Y por otra parte, también estamos obligados a mantener la calidad del suministro como hemos hecho siempre.

¿Cuáles son los primeros pasos que se están dando por parte de las distribuidoras para adaptarse y ofrecer nuevos servicios en este cambio de modelo energético?

La transición energética no hay duda de que es un tema planetario. Lo pide la sociedad y lo saben los políticos, pero no olvidemos que la distribución eléctrica es un caso de éxito. Los datos generados señalan que hemos garantizado una calidad de suministro del 99,9%.

Pero, ¿en qué se materializa?

Se puede decir que en 2010 las lecturas se hacían manualmente y el 'lectorero' iba a casa del cliente, pero ahora ya todos los datos se recepcionan digitalmente y por lo tanto esto es una gran diferencia en la operativa de proceso. El siguiente paso es que esos datos que gestionábamos nosotros ahora están en abierto, y a través de plataformas que hemos desarrollado, los clientes tendrán acceso al igual que otros actores como pueden ser los agregadores, las propias industrias e incluso la que genere la propia demanda que permitirá esta flexibilidad.

Por tanto hay una parte, digamos desde el punto de vista técnico de datos del cliente, en donde nosotros somos los encargados de la lectura, que esto ya se está haciendo, pero ir más allá implica evidentemente un cambio en nuestro software con modelos más dinámicos.

Y esa adaptación de los software con los que trabajáis, ¿con qué otras funcionalidades va a contar? 

En el futuro, para poder dar respuesta a los mercados de flexibilidad que pide la transición energética, vamos a tener que dar respuesta en tiempo real y evitar dar problemas y cortes de suministro en el sistema.

Se están monitorizando los datos y ahora tenemos que hacerlo en tiempo real. Con la transición energética y con el flujo de cargas diferente del que tenemos hasta ahora, nos va a exigir todas estas medidas. En la actualidad la red todavía no lo requiere porque no hay tanta carga en este sentido, por lo tanto pero todavía la explotación de la red no lo requiere, los mercados de flexibilidad están poco desarrollados.

Pero es un problema que tenemos tanto las distribuidoras pequeñas como grandes. En el caso de ASEME estamos proporcionando datos tanto para agregadores como para otros nuevos agentes que se están creando ahora e incluso favorecemos la puesta en marcha de proyectos pilotos que puedan servir como modelo de los mercados de flexibilidad.

En este campo, trabajamos con OMIE y dos de nuestras empresas se presentaron IDIMEL donde se proporcionan datos para que se pueda valorar cómo se gestionan los datos a través de la digitalización y desarrollar nuevos mercado.

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Una de las tareas de las distribuidoras eléctricas es la de gestionar los datos que recibís de los autoconsumidores que han solicitado la compensación de sus excedentes, ¿ya está implementado el software necesario para ello?

La verdad es que nosotros desde agosto pasado ya teníamos activados todos los protocolos para que todos los clientes que lo soliciten puedan compensar con sus consumos. Una de las ventajas que tenemos los pequeños es que somos más ágiles que las grandes y a veces, nos cuesta más de generar beneficios, pero en cosas como cambiar software para poder incorporar esta facturación somos más efectivos. 

La problemática quizá la encontramos en el autoconsumo colectivo porque es un poco más complejo todo el sentido. No es por la regulación, que es completa, pero contemplar toda la casuística que incluye es complicado. De hecho, cuando bajas al detalle surgen problemas que no está incluido o valorado en la normativa, en el RD 244/2019.

Es lo que pasa con el autoconsumo colectivo, tienes que solucionar cómo se gestiona para varios puntos de medida. La definición del punto de medida individual es relativamente fácil, claro, el colectivo puede que vierta en red interior como colectivo, que revierta en la red exterior o que quienes lo utilicen estén a 500 metros de la red de media o baja tensión.

Una de las problemática es que no está definido exactamente cómo estos autoconsumos colectivos pagan los peajes. En la Circular de peajes no está ni cuantificado ese aspecto porque es un concepto más novedoso y más complejo.

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La generación distribuida o las comunidades energéticas son nuevos conceptos que están llegando a nuestro país para quedarse. ¿Cuál es el papel que vais a desempeñar las distribuidoras?

Como somos empresas que estamos más cerca del cliente porcentualmente va a haber mucho más desarrollo de ese tipo de comunidades energéticas donde haya empresas pequeñas, y nos podremos adaptar más fácilmente.

Nosotros hablamos muy directamente con el usuario o cliente final y nos va a ayudar a poder facilitar y implementar este tipo de nuevos modelos de negocio. De hecho hay muchas empresas en ASEME que están muy implicados en el desarrollo de agregadores, temas de blockchain, y otros modelos colectivos de gestión de energía.

Para todos estos cambios es necesario contar con una financiación adecuada. ¿Con qué recursos contáis para llevar a cabo toda la transformación?

Sí que es verdad que la reforma del Sector Eléctrico, la Ley 2013/14, no supuso un problema desde el punto de vista de retributivo. Sin embargo ahora estamos intentando encontrar una solución para obtener más recursos para llevar adelante la transición tras el nuevo modelo retributivo impuesto por la CNMC que contempla una reducción global del 7% para el período 2020-2025 en los pagos que recibimos las redes electricidad en España.

Aquí hay empresas más y menos afectadas, y solo nos queda calcular la rentabilidad que podemos sacar, cuál es el incentivo que tenemos dentro del nuevo paquete retributivo para poder invertir.

Y lo que ha decidido la CNMC lo criticamos, tanto es así que hemos presentado alegaciones porque entendemos que hay aspectos de la transición energética que no están suficientemente bien contemplados, que no incentivan suficiente a las empresas para que se invierta. El nuevo modelo se quedó un poco un poco corto.

Mientras tanto, tendréis que definir unas relaciones mucho más estrechas con las comercializadoras, tendréis que coordinaros de manera más exhaustiva, ¿es un proceso fácil de llevar a cabo?

En ASEME, muchas distribuidoras también son a su vez comercializadoras e incluso participamos en el ámbito nacional. Pero en general, la relación es muy fluida. El objetivo es compartir los datos de lectura para facturación. En este concepto se están facilitando mucho, los switching, con todo lo que se está trabajando con los flujograma en la comisión también es un proceso que se hace mucho más automático y ágil. Y el cambio de cliente, de cambios o de lectura, la digitalización lo ha facilitado mucho.

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Con la incorporación de nuevos parques renovables, al menos los de tamaños por debajo de los 50 MW, también las distribuidoras locales tenéis que aportar vuestra infraestructura.

Sí, sobre todo en cuanto a la gestión, no tanto en la capacidad. Es decir, en el mercado eléctrico tienes una demanda que es inelástica, la gente enciende la luz cuándo quiere y cuanto quiere pero la electricidad es muy difícil de almacenar. Por tanto, quien ofrece esa flexibilidad para dar respuesta a esta demanda son los productores eléctricos, las hidráulicas, los ciclos combinados... Pero al tener renovables no gestionables esta flexibilidad la tendrá que gestionar la demanda o el almacenamiento, que vamos a ver cómo se produce.

Y por tanto yo creo que las distribuidoras puedan tener almacenamiento en la red de distribución va a ser básico para poder hacerlo muy bien, pero la directiva limita mucho esta posibilidad. 

En los últimos 100 años, la electricidad tenía solo una dirección y ahora es como si nos metieran en la Puerta de Alcalá de Madrid en donde vienen coches por todas partes. Las distribuidoras tendrán que invertir en poner más carriles pero también en alguien que gestione el tráfico para que no se congestione y tengamos un problema, así que es un problema más de gestión que de infraestructuras.