Las redes eléctricas, en su hora de la verdad

Que acelerar la transición energética pasa por conectar más renovables es sabido por la mayoría, pero que esto es imposible sin una red de distribución eléctrica eficiente, no tanto.

Las redes de distribución son las “arterias” del sistema eléctrico y nos afectan a todos, pues la electricidad está cada vez más presente en nuestras vidas. José Manuel Revuelta, director general de Redes de Endesa, ilustra su renovada importancia con ejemplos bien conocidos: de la electricidad (y de las redes) dependerá el aire acondicionado tanto en verano como en invierno, el suministro energético de las desaladoras o de los centros de datos. Por no hablar de la irrupción del autoconsumo, la expansión de la red de recarga de vehículos eléctricos y fenómenos extremos bien conocidos que ponen a prueba nuestras redes: “El volcán de La Palma fue un paradigma del efecto de esta electrificación que estamos viviendo. Afectó a toda la infraestructura y también a nuestra red. De ella depende la luz, el aire acondicionado, las bombas de calor, pero también las telecomunicaciones. En cuanto falta la luz, la gente no sabe dónde cargar los móviles, los repetidores tienen problemas… En este caso, se sumaron además los problemas de riego. Fue necesario llevar a la isla plantas desaladoras que, a su vez, necesitaban luz; es decir, todo dependía de una red en precario y, con mucho esfuerzo, se logró mantener el suministro eléctrico y reconstruir la red. 

La erupción del volcán de La Palma fue un hecho excepcional, pero lo que es cada día más frecuente son los eventos meteorológicos adversos. Por citar un ejemplo, Bernard, una tormenta subtropical muy destructiva que asoló Andalucía el pasado mes de octubre, tuvo un comportamiento de muy difícil anticipación y predicción. Como consecuencia, nuestras redes –robustas en general– acabaron sufriendo, pues están diseñadas atendiendo a un marco legal establecido para ciertas situaciones límite, pero nos estamos encontrando con eventos que se alejan de lo normal”.

Ampliar, modernizar y digitalizar las redes se convierten en imperativos, pero la carencia de certidumbre regulatoria no se lo está poniendo nada fácil a los distribuidores. Por eso, poder anticipar las inversiones que el sistema eléctrico va a necesitar, requiere un marco retributivo estable y predecible así como una concesión de permisos más ágil y sencilla. "No podemos dejar pasar el año 2024 sin afrontar las reformas necesarias", asevera Revuelta.Ampliar, modernizar y digitalizar las redes se convierten en imperativos, pero la carencia de certidumbre regulatoria no se lo está poniendo nada fácil a los distribuidores

“Nosotros estamos preparados para invertir. Si el marco es el adecuado, los flujos de capital van a venir seguro”, afirma. La competencia es alta y en juego está la competitividad de España: “A la hora de decidir en qué país invierten, los inversores valorarán la agilidad del mismo para llevar a cabo sus inversiones y, en el caso de España, contamos con cierto margen de mejora respecto a otros países de nuestro entorno”. 

El director general de Redes de Endesa nos desvela en esta entrevista por qué ahora es un momento decisivo, y otras muchas incógnitas.

EXECUTIVE EXCELLENCE: La asociación sectorial Eurelectric identifica varios factores clave en los que deben centrarse las inversiones en redes. Uno de ellos es la modernización de los activos de la red (líneas, centros de transformación, etc.). ¿Cuál es el estado de nuestra red?

JOSÉ MANUEL REVUELTA: España tiene la suerte de contar con unas redes muy bien preparadas y robustas, en comparación con nuestro entorno cercano europeo, y así lo objetivan nuestros buenos índices de calidad. El estado de las redes y la capacitación de los profesionales, no solo de Endesa, sino de todas las distribuidoras y transportistas, representan una ventaja competitiva para el país. El estado de las redes y la capacitación de los profesionales representan una ventaja competitiva para el país

Si nos fijamos, la descarbonización se basa en tres palancas. La primera es la electrificación: todo lo que emita gases de efecto invernadero debe electrificarse. La eficiencia es la segunda palanca, y se refiere no solo a reducir el consumo, sino también a consumir distinto. Y, por último, la integración de la producción de energía renovable para satisfacer esa electrificación.España cuenta con unas redes muy bien preparadas y robustas, en comparación con nuestro entorno cercano europeo, y así lo objetivan nuestros buenos índices de calidad

Si se quiere electrificar, hay que hacerlo mediante energía que pasa a través de las redes. Si se desea integrar renovables, se necesitan las redes. Y la eficiencia requiere igualmente de una gestión de las curvas de consumo que también son responsabilidad de los distribuidores. Si todo se electrifica, los posibles problemas de calidad cada vez afectan más al ciudadano final, quien se vuelve más exigente. Lo mismo con respecto a la eficiencia económica, pues lo que antes se repartía en varias facturas (gas, electricidad, la gasolina para el coche) cada vez se va a concentrar más en una única factura eléctrica. En definitiva, los retos actuales –y los que nos vienen– son mayúsculos y nuestro protagonismo será mucho mayor.

Además, la gestión de la red ha cambiado completamente. Antes iba desde las grandes centrales de generación, que eran flujos unidireccionales, hasta el cliente final. Sin embargo, ahora empiezan a conectarse a la red tanto consumidores que son capaces de producir (prosumers), como autoconsumos, renovables, vehículos eléctricos y nuevos usos, fundamentalmente en la baja tensión, en los puntos más cercanos al ciudadano. Esto hace que el anterior flujo unidireccional hacia el ciudadano ahora sea un flujo multidireccional en cualquier punto de la red. El estado de las redes y la capacitación de los profesionales representan una ventaja competitiva para el país

De hecho, el autoconsumo ha motivado que en Endesa tengamos, en muy poco tiempo, el equivalente a la potencia de tres centrales nucleares colgada en nuestra baja tensión; o que de repente salga el sol y se inviertan los flujos, yendo de baja a media tensión, por ejemplo. La gestión de la red ha supuesto una revolución total y, a pesar de todo, el ciudadano sigue teniendo garantizada una fiabilidad del suministro eléctrico del 99,9%.La gestión de la red ha supuesto una revolución total y, a pesar de todo, el ciudadano sigue teniendo garantizada una fiabilidad del suministro eléctrico

E.E.: Las inversiones necesarias para descarbonizar la economía son grandísimas y el consejero delegado de Endesa siempre insiste en la necesidad de mayor certidumbre fiscal y regulatoria para acometerlas. En el caso concreto de redes, Bogas habla de unas necesidades de inversión de 5.200 millones anuales (cuando ahora se están invirtiendo entre 2.000 y 2.500) y reclama la remuneración de aquellas inversiones que se van realizando y que han sido aprobadas, ejecutadas y auditadas. ¿Por qué se están produciendo estas incertidumbres? ¿Cuáles serían los pasos y el timing imprescindibles para revertir esta situación? 

J.M.R.: En primer lugar, diría que es un problema, pero también una enorme oportunidad, pues la transición energética va a producir un nivel de inversiones mayúsculo.  

El nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (en adelante, PNIEC) establece que la inversión en redes será de 52.920 millones de euros (elevándose respecto a los 35.000 previstos anteriormente), de aquí al 2030. Igualmente, a nivel europeo, se fija una inversión superior a los 580.000 millones de euros.  

En un mercado global de capitales, donde esta transición energética y las necesidades de inversión que conlleva se están dando en todos los sitios, hay una competencia por estos flujos de capital. Por eso un negocio como el de redes, tan intensivo en capital, requiere estabilidad y seguridad para atraer esa financiación, y dar una retribución adecuada. Un negocio tan intensivo en capital requiere estabilidad y seguridad para atraer financiación

Eso quiere decir que necesitamos que se reconozcan las inversiones que realizamos y los planes ligados a ellas, así como tener unas tasas de retribución razonables, en línea con las de otros países de nuestro entorno. En definitiva, estamos hablando de competitividad de nuestro país. 

Por ello, en el marco de un sector regulado como el energético, en el que los organismos responsables conocen todo lo que hacemos, es fundamental que tengamos las mínimas incertidumbres para ser competitivos a la hora de invertir y de atraer capital frente a otros países de nuestro entorno como Alemania, Francia o Italia, con los que estamos compitiendo. Necesitamos que se reconozcan las inversiones que realizamos y los planes ligados a ellas, así como tener unas tasas de retribución razonables, en línea con las de otros países próximos

Y, además, debemos conseguir un marco regulatorio y predecible cuanto antes, porque muchas de las inversiones en distribución tienen un periodo de maduración muy largo. Es decir, una inversión en alta tensión puede suponer de 5 a 7 años, de modo que alguna ya no llegaría al 2030, el año fijado como horizonte del PNIEC. Por eso, cuanto antes clarifiquemos y anticipemos este nuevo marco de inversión, antes se tomarán decisiones para acelerar todo aquello que es fundamental. Todo esto es esencial para favorecer la conexión de renovables, desarrollar autoconsumos, etc.

Operarios especializados realizan trabajos en la red de distribución, asegurando la calidad de suministro.

E.E.: Estamos al lado de países como Francia, que tiene unos niveles de inversión y una estrategia energética planteada a largo plazo. ¿Cuáles son las carencias actuales por parte de nuestro entorno político, que no es capaz de alinear estratégicamente la inversión necesaria? 

J.M.R.: Opino que tanto el Regulador español, la CNMC, como el Ministerio, son plenamente conscientes de esta necesidad y, de hecho, el nuevo borrador del PNIEC eleva a, aproximadamente, 53.000 millones de euros las necesidades de inversión en redes. 

Lo que creo que conviene recordar es que, en general, los modelos regulatorios funcionan por ciclos y, ahora mismo, tenemos una magnífica oportunidad, porque a partir del 1 de enero de 2026 comienza el siguiente ciclo regulatorio español. Este año 2024 es crítico para definir los principales parámetros que van a marcar ese periodo que llega hasta el año 2031; parámetros como la tasa de retribución financiera, que hay que incrementar; el actual límite regulatorio para inversión de cada uno de los distribuidores y transportistas, que probablemente también haya que modificar, así como parámetros más técnicos relativos a qué y cómo se da la información regulatoria, etc. En definitiva, revisar todo aquello que facilite la inversión.  Este año 2024 es crítico para modificar todo aquello que no facilite la inversión, como el actual límite regulatorio de cada uno de los distribuidores y transportistas

Este año es la gran oportunidad y tenemos que mirar lo que están haciendo el resto de países de nuestro entorno, para ser más competitivos. Si invertir en otro país es más rentable y seguro que hacerlo en España, difícilmente las inversiones vendrán aquí.

Nosotros, ajustaremos nuestra actividad en base a lo que el Regulador incentive, pero creo que somos todos conscientes de la necesidad de simplificación a la hora de invertir y del análisis y reevaluación de aspectos como el retorno de las tasas retributivas y los límites de inversión.  

Otro aspecto primordial es el permitting, algo sobre lo que la UE también ha hecho mucho hincapié. Si urge que las inversiones lleguen rápido, debería hacerse un esfuerzo por simplificar los permisos y concederlos con celeridad. Si hay países que lanzan un marco donde se consiguen de forma rápida, se simplifican y garantizan la seguridad que tiene que haber, lógicamente eso va a ser otro factor crítico a la hora de atraer capital. En el momento de decidir en qué país invierten, los inversores valorarán la agilidad del mismo para llevar a cabo sus inversiones y, en el caso de España, contamos con cierto margen de mejora respecto a otros países de nuestro entorno. 

Otro elemento es el reconocimiento de las inversiones, mencionado anteriormente. Si nosotros invertimos, lo que se espera es que se reconozca esa inversión también de forma ágil.

E.E.: Según la Agencia Internacional de Energía, la inversión en energías renovables casi se ha duplicado desde 2010. Sin embargo, la escasez de capacidad de la red ya está provocando retrasos en las conexiones de proyectos en renovables en varios estados de la Unión Europea. ¿Ha sido así en nuestro país? 

J.M.R.: Las renovables están experimentando una transición muy importante. Antes, cuando se necesitaban conectar a la red grandes centrales o grandes suministros, tanto los periodos de madurez de estos como los de  ampliación de red estaban más o menos acoplados. Sin embargo, ahora las inversiones renovables tienen un periodo de desarrollo muy rápido. Esto hace que nuestra red tenga que planificarse y desarrollarse con carácter anticipado.  

Si consideramos la ambición del Plan Nacional en renovables y el incremento que ha tenido respecto al Plan anterior, llegamos a la conclusión de que va a requerir mucho desarrollo de red adicional. Por eso, si no somos capaces de hacer rápido una planificación anticipada y establecer un nuevo marco de inversión cuanto antes, se corre el riesgo de que la red no esté preparada para los retos que el propio PNIEC está poniendo por delante. 

Hasta ahora, la red ha hecho frente al tremendo boom de renovables, así como al auge en temas de autoconsumo. En el caso de Endesa, tenemos más de 263.000 autoconsumos individuales y más de 8.000 colectivos. Solo en el último año, la capacidad instalada de autoconsumo activada aumentó en 1 GW (equivalente a la de una central nuclear), con lo que la capacidad total conectada a la red de Endesa asciende ya a 3,5 GW.

Además, la situación particular de España, por su naturaleza climática y de suelo, y esta creciente penetración de renovables, puede hacer que lleguemos a precios de electricidad que atraigan a demanda. Sería lo deseable, y ya se prevé un boom de demanda de nuevos consumidores. En cualquier caso, nuestro papel es el de ser un facilitador y debemos facilitar todo ese proceso de electrificación de la economía, clave para la transición energética. 

E.E.: De no ser así, ¿hasta qué punto podrían verse comprometidas oportunidades de industrialización para el país?

J.M.R.: Esta ocasión para el desarrollo no pasa solamente porque se conecten renovables, sino que la verdadera oportunidad es el incremento de la demanda asociada a consumidores de energía que se sientan atraídos por las ventajas de la electricidad en términos ambientales y económicos, porque ellos son generadores de puestos de trabajo y riqueza para el país; pero este incremento de la demanda necesita red.La verdadera oportunidad es el incremento de la demanda asociada a consumidores de energía que se sientan atraídos por las ventajas de la electricidad, en términos ambientales y económicos

Por ejemplo, las potencias que requiere un gran productor de materias primas electrointensivo son muy elevadas. En España, generar la red para permitir que se conecten dichas potencias lleva tiempo, como ya hemos comentado. De ahí la relevancia de desarrollar planificaciones de red anticipadas y con los marcos adecuados, porque el coste de oportunidad de no poder conectar esa demanda es enorme.  

Lo mismo ocurre con las desaladoras, más aún en un contexto de sequía que parece que será una constante en nuestras vidas. Las desaladoras tendrán que conectarse a la red. Necesitan tener conexión a la electricidad; de lo contrario, no podrán instalarse. O los centros de datos, igualmente grandes consumidores de potencia. 

En conclusión, debemos estar preparados para atraer a España industrias muy electrointensivas que estén buscando una localización; y la red es uno de los parámetros clave en esa decisión. 

Las posibilidades de la digitalización 

E.E.: La gestión de las energías renovables se presume especialmente compleja, a la hora de la planificación de la generación y la distribución, pues habrá momentos de mayor demanda, como puede ser el invierno, frente a otros de caída; y también habrá picos importantes de producción, que a lo mejor no se utilizan. ¿Cómo se consigue manejar y equilibrar esta situación? ¿Es necesario disponer de una base generativa para esos malos momentos, evitando así tensión en el sistema? 

J.M.R.: Esa es la base de nuestro trabajo y una de las cuestiones más complejas de realizar. El operador del sistema, Redeia, es quien gestiona la red de transporte. Por otro lado, nosotros gestionamos la red de distribución, para cuya operación disponemos de nuestros Centros de Control.

Dada la complejidad cada vez mayor de la gestión de nuestra red, siempre intentamos que la operación se realice de la forma más automatizada posible, garantizando unos niveles de seguridad y calidad de suministro adecuados. 

Gracias a los cinco centros de control que tenemos en Endesa, en Baleares, Canarias, Cataluña, Aragón y Andalucía, la red siempre está equilibrada cambiando, por ejemplo, los flujos. Si se produce una saturación en un lado, se habilitan vías en la red para que los flujos vayan por otro. 

Muchas veces se dan incidencias. Puede haber una subestación relevante en descargo, porque requiera un mantenimiento, una ampliación o porque ha tenido una avería, y hay que tenerlo en cuenta y reconfigurar la red de forma automática. Todo esto precisa de un grado de integración muy importante. 

Por otra parte, el que cada vez haya más elementos conectados y más requerimientos de calidad ha hecho que la red sea más compleja, motivando que tengamos que digitalizarnos. Actualmente, el 21% de nuestros CT (centros de transformación) están telecontrolados y el 63% están sensorizados, de modo que sabemos en todo momento qué está pasando en ellos para actuar. Prácticamente el 50% de las maniobras en las redes de MT (media tensión) son a distancia y una parte importante en automático. Asimismo, disponemos del sistema LARS (Localización de Averías y Reposición del Suministro), un sistema automático que funciona ante una avería como un operador virtual, realizando desde el mismo sistema del Centro de Control –al igual que harían los operadores humanos– las maniobras en la red que sean necesarias para aislar las averías y reponer el suministro, consiguiendo que la afectación de una incidencia sea en el mínimo tramo posible y, por tanto, afecte a los mínimos clientes posibles.

Es decir, sin digitalización, sin automatización, la gestión de esa complejidad sería muy difícil. Desarrollos como el gemelo digital de la red son verdaderamente sorprendentes. Tener toda la red simulada en un ordenador hace posible ver flujos, por dónde van las redes, sus niveles de carga, prevenir incidencias, etc. 

E.E.: ¿Qué papel juega la IA en este sentido? 

J.M.R.: Estamos explorando dónde utilizarla, y dónde no. La sensorización y digitalización de toda nuestra red nos ha permitido tener muchísimos datos; y donde hay datos, hay potencialidad de utilizar la IA.La sensorización y digitalización de la red de Endesa nos ha permitido tener muchísimos datos; y donde hay datos, hay potencialidad de utilizar la IA

A través del análisis de datos, somos capaces de mejorar nuestro mantenimiento preventivo, es decir, podemos predecir dónde va a haber una avería antes de que se produzca, además de detectar puntos calientes, señales que indican ciertos desvíos, etc. También nos resulta muy útil en situaciones de emergencia, anticipando el efecto que pueda haber ante cualquier evento meteorológico previsto por la Agencia Estatal de Meteorología. Los algoritmos que estamos desarrollando estiman el impacto sobre nuestra red, calculando, por ejemplo, que un determinado tipo de DANA, con determinadas rachas de viento y con una determinada dirección, puede provocar problemas de cierta naturaleza en unos puntos concretos. Eso nos permite anticiparnos y movilizar recursos antes de que se produzca el evento.  Los algoritmos que estamos desarrollando estiman el impacto que ciertos eventos meteorológicos adversos pueden causar sobre puntos concretos de nuestra red, lo que nos permite anticiparnos y movilizar recursos antes de que se produzcan

De igual forma, estamos trabajando en la introducción de más IA en el mantenimiento automático de la red, pues hasta ahora hemos modelizado lo que hace un operador humano, pero nos gustaría ir más allá. También la digitalización y la IA han sido primordiales en la detección del fraude, fundamentalmente asociado a la marihuana, cuyo crecimiento está siendo explosivo. En este caso, utilizamos los datos que tenemos de los contadores, de los clientes, de la sensorización de los CT en distintos puntos de la red para entrenar IA y ser capaces de predecir dónde puede haber fraude de distinta naturaleza (desde la persona que tiene un contador trucado a quien directamente no tiene contador y se pincha en la red). Es decir, los algoritmos y la metodología son muy variados, y el nivel de detección es muy elevado.

José Manuel Revuelta, director general de Redes de Endesa.

Entrevista publicada en Executive Excellence n190 abril-mayo. 2024.