El sistema energético español afronta la mayor transformación de su historia. Miles de kilómetros de redes eléctricas, gasoductos e hidroductos para el transporte de hidrógeno verde convivirán para el final de década con la digitalización en el centro de todos los procesos. Un nuevo panorama con la integración masiva de energías renovables y la participación de nuevos actores (baterías, agregadores de demanda, comunidades energéticas, empresas públicas, 'startups'...) que conduce a un cambio sin precedentes fundamentalmente por la velocidad que se necesita para combatir el cambio climático a través de la descarbonización de la economía.
Las redes eléctricas serán la columna vertebral del nuevo mapa energético que se está dibujando y por ello ya se está trabajando en una planificación para el periodo 2025-2030, que será crítica para el cumplimiento de los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). En concreto, a través de este plan de desarrollo se reforzarán las infraestructuras existentes y se promoverán nuevas instalaciones que permitirán a España avanzar en el camino de la transición ecológica con garantía de suministro, teniendo como máxima la protección del medioambiente y la eficiencia económica del sistema eléctrico.
Actualmente, este instrumento normativo está en fase de propuestas (desde el 1 de enero de 2024 al 31 de marzo de 2024) y entre sus objetivos destaca la garantía de suministro de energía eléctrica a las redes de distribución y los clientes conectados a la red de transporte y a aquellos potenciales clientes que presenten proyectos firmes y maduros en el horizonte de planificación establecido. Otra de sus mestas es la maximización de la penetración renovable en el sistema minimizando el riesgo de vertidos. En este sentido, el desarrollo del almacenamiento cobrará una gran relevancia en los próximos años.
Refuerzo de la red eléctrica actual y nuevas inversiones
"Para cumplir los objetivos del PNIEC hemos acelerado las inversiones de Red Eléctrica para ejecutar las actuaciones previstas en la planificación de la red de transporte de energía, aprobada por el Gobierno, y que contempla tanto la maximización de la red existente, mediante el uso de nuevas tecnologías, como el refuerzo de la misma para potenciar la penetración de renovables con el menor impacto ambiental", señalan fuentes de Red Eléctrica de España (REE). Un ejemplo de ello es la instalación nuevos sistemas de monitorización dinámica de capacidad de transporte (DLR) para optimizar la capacidad de transporte de las líneas.
El diseño de la red de transporte futura tiene así por objeto permitir la integración masiva de nueva generación renovable, eliminando las limitaciones estructurales de la red, cubrir las necesidades de interconexión internacional y conexión de territorios no peninsulares, al tiempo que se mantiene y mejora la seguridad de suministro del sistema eléctrico español. La planificación actual, que contempla el periodo 2021-2026, incluye, sin contar las interconexiones, 7.057 kilómetros de repotenciaciones, el cambio de conductor en 300 kilómetros de líneas existentes y la dotación de sistemas DLR en 722 kilómetros de líneas existentes. A día de hoy la longitud de circuitos total de la red nacional es de unos 44.550 kilómetros.
Por su parte, la planificación de nuevas líneas es mucho más reducida y se sitúa en 2.681 kilómetros de nuevos ejes y 733 kilómetros de trazas para cables submarinos. Además, el Ejecutivo lanzó a mediados de diciembre del año pasado una modificación puntual con 64 nuevas actuaciones por todo el país: 17 para atender nuevas demandas de elevada potencia, siete para almacenamiento y generación renovable, dos para cubrir necesidades de operación y 38 para atender necesidades surgidas en la ejecución de la propia planificación. Consulta aquí todos los desarrollos y actuaciones en la red de transporte nacional.
De su lado, las interconexiones internacionales y los refuerzos internos también serán esenciales para la integración de la península en el Mercado Interior de la Electricidad, en línea con los objetivos de política energética europea. El 'nuevo' PNIEC -que todavía puede sufrir cambios- cuenta con que la interconexión con Francia por el Golfo de Vizcaya esté terminada para finales de década. Con una longitud de 400 kilómetros entre la subestación de Gatika (cerca de Bilbao) y la de Cubnezais (cerca de Burdeos), contará con una estación conversora en cada extremo del enlace que permitirá transformar la corriente alterna en continua y a ésta nuevamente en alterna para conectarse a la red de transporte de electricidad de cada país.
Por otro lado, con las interconexiones Navarra-Landes y Aragón-Pirineos Atlánticos la capacidad podría aumentar hasta los 8.000 MW. No obstante, y aunque se incluyen en las proyecciones del PNIEC, estas dos todavía no están aprobadas. En cuanto a las redes de distribución también protagonizarán un papel clave durante esta transición en la que se enfrentarán a diversos retos tecnológicos, ya que de su automatización y digitalización depende el desarrollo de los factores fundamentales para la descarbonización de la economía, como son el desarrollo de las energías renovables, la gestión eficiente del sistema, la generación distribuida o la mayor penetración del vehículo eléctrico, entre otras cuestiones.
Adaptar la red a estos nuevos retos supondrá tener que acometer notables inversiones para fomentar el proceso de electrificación a través de la introducción masiva de energías renovables o la digitalización de la red de distribución eléctrica. Por tanto, la red de distribución debe extenderse, modernizarse y automatizarse y para ello se prevé que la inversión de las distribuidoras esté próxima a los 30.000 millones de euros de aquí a 2030 -casi la mitad irá destinado a la red de baja tensión-. También cabe resaltar que la complejidad en la operación de la red va a aumentar porque el flujo de la energía va a pasar a ser bidireccional en la medida que el consumidor, además de gastar, produzca y almacene la electricidad.
Las eléctricas piden agilizar los procesos de tramitación
"Uno de los grandes retos del sector eléctrico en España es la optimización de los procedimientos de desarrollo de las redes eléctricas, fundamentales para garantizar la transición energética al ser las posibilitadoras tanto de la integración de las energías renovables como de la conexión de la demanda. Para ello, se debe mejorar el procedimiento de planificación con el fin de asegurar que la red hace frente a las necesidades de la transición y modernizar y agilizar los procedimientos de tramitación y autorización de instalaciones de distribución", subrayan fuentes de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), que agrupa a Iberdrola, Endesa y EDP.
Desde la patronal subrayan que para culminar este proceso de una forma óptima se debe establecer una tasa de retribución razonable, que refleje la realidad de la situación de los mercados financieros; definir los parámetros retributivos para que sean transparentes; reconocer de manera anticipada las inversiones, en línea con la propuesta europea de la reforma de mercado; y aplicar los principios de buena regulación con el fin de "garantizar la seguridad jurídica de consumidores e inversores". Iberdrola, a través de su filial i-DE, gestiona y mantiene 270.000 kilómetros de líneas eléctricas de distribución que se extienden por 10 comunidades autónomas y 25 provincias, en una superficie que abarca 200.339 kilómetros cuadrados. Asimismo, cuenta con más de 98.000 centros de transformación en servicio y más de 1.100 subestaciones que dan servicio a más de 11 millones de clientes.
Endesa (e-distribución) suministra electricidad en 24 provincias españolas de ocho regiones y en Ceuta a lo largo de más de 317.829 kilómetros de red y a más de 12,5 millones de clientes. Cuenta también con 1.331 subestaciones y 130.966 centros de transformación. UFD, del grupo Naturgy, está presente en Madrid, Galicia y Castilla-La Mancha y en Castilla y León. Actualmente, da servicio a casi 3,8 millones de puntos de suministro a través de una red de 120.000 kilómetros de líneas de alta, media y baja tensión. La portuguesa EDP gestiona más de 53.000 kilómetros en España.
"El verdadero éxito de la transición energética está supeditado a la capacidad de integración en el sistema de la energía generada ya que aproximadamente el 18% de la posible generación en base a la capacidad instalada se desaprovecha por limitaciones regulatorias y/o técnicas. Por ello, las redes de distribución juegan un papel clave y la evolución de las mismas hacía un comportamiento más flexible y con una gestión inteligente que garantice el equilibrio entre oferta y demanda en tiempo real requiere de planificación y anticipación de las inversiones a acometer que además establezcan una rentabilidad justa y competitiva para los distribuidores", indica el vicepresidente de la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME), Francisco Javier López.
El director de la Asociación Valenciana de Empresas del sector de la Energía (AVAESEN), Pedro Fresco, apunta en la misma línea. "A nivel de red eléctrica no solo necesitamos unas redes más robustas y más inteligentes para la integración de renovables, sino que vamos a aumentar el consumo eléctrico entre el doble y el triple en las próximas tres décadas, en función de la capacidad que tengamos para electrificar el consumo de energía final. Además, debemos crear una nueva infraestructura para el hidrógeno, que en función de lo anterior será más amplia o más focalizada, pero que sin duda existirá. La digitalización y el uso de la inteligencia artificial, con posibilidades aún desconocidas pero potencialmente disruptivas, ayudará a esto", afirma.
¿Una nueva revolución industrial o energética?
Bajo este escenario, hay quien asegura que nos encontramos ante una nueva revolución industrial o energética. De hecho, unir los mundos real y virtual es posible gracias al metaverso. Las posibilidades que ofrece a la industria energética son muy amplias y ya son toda una realidad. Iberdrola, Endesa y Acciona Energía están diseñando entornos formativos que recrean espacios industriales en los que los empleados pueden ejecutar virtualmente cambios y ajustes en las infraestructuras de una forma realista, logrando optimizar sus recursos empleando el principio de los gemelos digitales, probando en un entorno seguro sin riesgos, y ahorran en costes.
"La transición energética y la lucha contra el cambio climático es una multi-disrupción: disrupción tecnológica, digital, social (cambio de hábitos de consumo), económica (descentralización o 'uberizacion'). En este nuevo terreno de juego España parte de una posición ventajosa respecto a otras revoluciones industriales/energéticas: tenemos unos recursos renovables diferenciales, tenemos compañías líderes con fuertes capacidades de innovación en toda la cadena de valor. Necesitamos más consenso político y seguir ganando peso en Europa y asegurar que la sociedad está alineada con este cambio que sin duda será una oportunidad para todos", argumenta el socio responsable de consultoría en el área de energía y 'utilities' en PwC España, Óscar Barrero.
Miles de kilómetros de nuevos hidroductos
Pero además de la ampliación y modernización de las redes eléctricas, España se enfrenta a un nuevo escenario: la construcción de miles de kilómetros de hidroductos para el transporte de hidrógeno verde. Enagás, operador del sistema gasista, ejercerá como gestor provisional de la Red Troncal Española de Hidrógeno, y deberá presentar a la Dirección General de Política Energética y Minas, antes del 29 de abril, una propuesta de la infraestructura troncal de hidrógeno para el país con un horizonte de diez años.
A la espera de la propuesta definitiva, se esperan casi 3.000 kilómetros de hidroductos que recorrerán el país a través de varios ejes y que aspiran a convertir a España en el primer 'hub' de H2 renovable de Europa. Los ejes contemplados actuarán como grandes colectores de la producción de hidrógeno distribuida a lo largo de todo el territorio nacional. Esto, junto con el desarrollo de potenciales almacenamientos subterráneos, permitirá optimizar las necesidades de infraestructura, tanto en compresión como en capacidad de transporte de las propias 'tuberías'. No obstante, la red que plantea Enagás está sujeta a lo que se defina en la planificación vinculante del Gobierno y a los análisis de coste-beneficio previos.
Red troncal del hidrógeno dividida en dos
La compañía ha dividido la red troncal de hidrógeno verde de España en dos partes. La primera, estaría formada por los ejes Cornisa Cantábrica, Valle del Ebro y Levante, que entre los tres sumarían una longitud aproximada de 1.500 kilómetros, y para la que se necesitarían unos 1.650 millones de euros. La segunda agruparía el eje Vía de la Plata y la conexión Puertollano, con 1.250 kilómetros y alrededor de 1.850 millones de euros de inversión. "Los datos de producción y consumo en todas las comunidades autónomas españolas peninsulares recabados en la 'Call For Interest' de Enagás (a 206 empresas con 650 proyectos) refrendan las infraestructuras de transporte de hidrógeno presentadas a Proyectos de Interés Común (PCI) —la infraestructura española de hidrógeno y el corredor europeo H2Med—, y ponen de manifiesto el enorme potencial de España para ser un 'hub' europeo del hidrógeno", apuntan desde el operador gasista.
La red de gasoductos de Enagás está integrada por más de 11.000 kilómetros que aseguran un correcto transporte y suministro de gas natural. Existen 16 gasoductos, compuestos por un total de 103 tramos, repartidos por todo el país, al tiempo que cuenta con seis puntos de conexión internacional: dos con África, dos con Portugal y dos con Francia. Además, gestiona 19 estaciones de compresión, 45 centros de transporte y es responsable de la gestión integral de los puntos de conexión a gasoductos, redes de distribución y líneas directas. Por su parte, a través de 416 estaciones de regulación y/o medida, se adapta el gas natural a la presión final a la que lo demandan las empresas y usuarios particulares. Otras infraestructuras son las plantas de regasificación y los almacenes subterráneos.
Importante papel de la Administración Pública
"La transición energética es un proceso de cambio, no sólo tecnológico, sino también estructural. Ello implica la aparición de nuevas tecnologías, nuevas maneras de gestionar la energía y nuevos actores que irrumpen en un entorno de oportunidades y cambios. Entre ellos, vemos un renacer de las energéticas públicas, no para competir contra los privados, sino para complementarlos, asumiendo una parte de la inversión necesaria, ya sea en generación o en redes. La Administración Pública debe ponerse al frente dando ejemplo en sus tejados y terrenos, para acelerar al máximo un proceso que es más necesario que nunca para hacer frente a la emergencia climática. Será necesario también que la regulación se vaya adaptando a la nueva realidad energética, para no ser freno, sino palanca para el cambio tan necesario", reflexiona el director general de L'Energètica, Daniel Pérez.
MIGUEL RODRIGO, director de Conocimiento, desarrollo de Nuevos Modelos de Negocio y Competitividad de IDAE
- "Uno de los aspectos más interesantes de este momento es ver cómo las empresas se están adaptando a un nuevo escenario energético en el que hay muchas más renovables produciendo electricidad, en el que es necesaria mucha más flexibilidad del lado de la demanda, con mayor número de vehículos eléctricos, mayor número de bombas de calor, etc. Todo esto, entre otras derivadas, significa un papel mucho más protagonista de la ciudadanía en la transición energética. Estamos hablando de cómo los ciudadanos, y también muchas empresas, pasan de ser meros consumidores a desempeñar un papel más activo. En ese contexto, las empresas pueden sacar ventajas innegables y aprovechar un amplio abanico de nuevas oportunidades de negocio".
