Fuente: El Periódico de la Energía
Red Eléctrica afronta posiblemente el mayor reto de su historia con la entrada de miles de megavatios de renovables en los próximos años que cambiarán rotundamente el mix eléctrico de España. El operador del sistema se encargará de que en el proceso de cierre de algunas centrales, como puedan ser térmicas o nucleares, y de entrada de renovables en sustitución, los españoles podamos seguir encendiendo la luz y apagándola sin problema. Es lo que se llama la garantía de suministro.
El Periódico de la Energía ha hablado con la persona que tiene el poder para hacer esto. Se llama Miguel Duvison y es el director de Operación de Red Eléctrica. Se trata de una entrevista larga pero que seguro del gusto de nuestros lectores.
España tiene que instalar antes de enero de 2020 más de 8.000 MW de potencia renovable. ¿Qué soluciones ofrece REE para facilitar la puesta en marcha de los proyectos renovables esperados?
Una de las funciones que tiene el operador del sistema es la de posibilitar el desarrollo de la red de transporte mediante las propuestas de planificación que luego aprueba el Gobierno tras trámite parlamentario. Esa planificación es la que dota al sistema de las instalaciones que son precisas para luego poder evacuar la generación renovable que ha de llegar, en este caso. Y la renovable no gestionable, que es como la denomina el BOE, es decir el viento y el sol, es bastante demandante de red. Una instalación clásica de generación, pues un ciclo combinado de 800 MW, una central nuclear de 1.000 MW, un grupo de carbón de 500 MW, en un emplazamiento pequeño y con una conexión a red reducida, evacúa una potencia muy significativa. Sin embargo, para que tengamos 1.000 MW de renovables en términos eólicos o fotovoltaicos hace falta muchas instalaciones y además no en el mismo emplazamiento geográfico, hace falta un crecimiento de la red significativo. Es más demandante de red que las instalaciones convencionales porque en un emplazamiento único tiene una gran cantidad de potencia que pone a disposición del sistema.
El primer paso que REE da para contribuir a la transición energética: realizar las propuestas de desarrollo de la red mediante el documento de planificación que el Gobierno aprobará para que efectivamente tengan por donde evacuar estos generadores. ¿Cuál es el cuello de botella para que esto se produzca? Pues así como ya es un proceso suficientemente largo, no menos de 18 meses en el caso teórico de que vaya todo perfecto. En términos reales, una planificación desde que el Gobierno nos da mandato de empezar con los estudios hasta que lo aprueba, pues no es descartable pensar en dos años. Pero lo más difícil viene después, construir las instalaciones. Es una responsabilidad que no compete al operador del sistema, para eso REE tiene la división de transporte, y ésta tiene retos extraordinariamente difíciles para poder construir las instalaciones de transporte en los tiempos exigidos para que esas instalaciones de generación puedan evacuar.
Imaginemos un grupo de 500 MW, que no es el caso porque ahora tenemos muchos emplazamientos de menor potencia. Pues se puede construir en dos años. Para poder construir una nueva línea no cabe pensar que una línea de transporte desde que está aprobada en la planificación por el Gobierno hasta que se construye y se pone en servicio no pasa menos de cinco o seis años si todo va bien. Una subestación algo menos porque es un emplazamiento más acotado. Una línea discurre por el terreno, pasa por el territorio de muchos ayuntamientos, se requiere de muchos estudios y autorizaciones de carácter medioambiental. Es muy difícil que la red de transporte con la normativa actual se pueda construir al mismo ritmo que la nueva generación renovable va a necesitar. Por ello es preciso una actualización de la normativa que concierne a la planificación, responsabilidad del operador del sistema, como a la construcción, tramitación de esas instalaciones que concierne al transportista.
Es difícil, si no se producen cambios en los aspectos administrativos que se requieren para la tramitación, que se llegue a tiempo para dar evacuación a toda la potencia renovable que va entrando. Es preciso una revisión del marco normativo que regula la construcción, tramitación de nuevas instalaciones, tanto de transporte como de distribución, y esta última no es competencia de REE. Se necesita que se agilice toda la tramitación que permita finalmente la construcción de las instalaciones en los tiempos que los megavatios renovables quieren entrar.
¿Está ahora capacitada la red para integrar todas las renovables que se quieren instalar en los próximos años? ¿Se puede de verdad instalar tanta renovable con la sobrecapacidad que hay actualmente en el sistema?
2020 está a la vuelta de la esquina. España está razonablemente posicionada para cumplir el mandato de la UE en cuanto reducción de emisiones. El gran reto viene para 2030 como se observa en el informe de la Comisión de Expertos que se publicó en la primavera pasada, como hay que llegar a un contingente renovable si cogemos el escenario central del informe, tenemos del orden de 47.000 MW fotovoltaicos, 31.000 MW eólicos y hoy tenemos 4.400 MW fotovoltaicos y 23.000 MW eólicos. El ritmo de crecimiento de estas tecnologías es tremendamente exigente. No quiero con ello decir, porque eso lo decidirá el Gobierno y el mercado, quienes van a invertir en una tecnología o en otra, pero todo apunta a la fotovoltaica, que se está convirtiendo extraordinariamente competitiva, de ahí que los escenarios utilizados por la Comisión de Expertos, que vienen a su vez de Europa, apuntan a un mayor crecimiento de la fotovoltaica frente a la eólica. Pero esto no lo decide ni por supuesto el operador del sistema. El Gobierno puede fomentar con sus políticas una u otra tecnología y los mercados con los costes de implantación de las tecnologías también van a influir en cuál de ellas intensifica más su presencia.
¿Se podrá acabar de verdad con la especulación en los puntos de conexión?
Un nuevo generador desconocido cuando quiere conectarse a un nudo de la red lo solicita al operador del sistema, éste con los estudios pertinentes y de acuerdo con la normativa establece en cuanto a requisitos para poder evacuar en un determinado nudo, concede el acceso o lo deniega. Una vez que un promotor tiene un permiso de acceso lo que ocurra con él no tiene nada que ver con REE. Obviamente la administración puede arbitrar normativa que de firmeza a los activos renovables que se comprometan a conectarse a un determinado nudo.
Parece que si se les dota de firmeza a un acceso concedido, ayudaría a que en los plazos tan exigentes que se tienen se logre que alcancemos las potencias renovables que necesitamos para reducir las emisiones. Lo que ocurra después de la concesión del acceso, REE no puede decir ni intervenir en absoluto.
REE ha solicitado al Gobierno un sistema “excepcional” de planificación, autorización y ejecución de obras de la red de transporte. ¿Han recibido respuesta del Gobierno y de ser así, cuál ha sido?
Es preciso una revisión del marco normativo que afecta a la planificación y luego a los procesos que la siguen, para que se agilicen todas las etapas, porque si no, va a ser muy muy difícil alcanzar los objetivos. El Gobierno nos consta que es sensible a esa necesidad y que está estudiando cómo arbitrar para que se agilice todo el proceso y de tramitación para la construcción de las instalaciones.
¿Y cómo afectarán los posibles recortes de retribución al transporte para compaginar con el aumento en las inversiones?
Respecto a la retribución del transporte, por ley, el operador del sistema y el transportista están separados de una manera muy estricta, contable, funcional, organizativa. Por tanto, como Director General de Operación de REE, no soy competente para pronunciarme sobre aspectos que competen al transporte, sobre las inversiones, si la retribución es suficiente o no… nuestro objetivo es garantizar el suministro, de la alimentación de los consumidores españoles en todo instante. Hay una auténtica muralla china entre ambas actividades.
El proceso de transición energética continuará más allá de estos dos próximos años. ¿Qué medidas está tomando REE para garantizar la seguridad de suministro en este proceso? ¿Cómo prevé solucionar el cierre de las centrales térmicas o, incluso, el de las nucleares?
El operador del sistema como responsable de la garantía de suministro, pero no olvidemos que en esa función tan extraordinariamente exigente intervienen muchos actores, coordina a todo el sistema eléctrico desde los generadores, al transportista y los distribuidores. Es un actor central pero todos tenemos nuestra parte de responsabilidad en esa garantía de suministro. Pero como último responsable de esa seguridad de suministro le compete proponer al Gobierno las actuaciones que considere necesarias para que esa calidad de suministro se mantenga en cualquier contexto, en cualquier política energética que el Gobierno correspondiente decida que hay que implantarse. Es por eso que a principios de este siglo, cuando todos los generadores eran convencionales, completamente obedientes, es decir, una central de ciclo combinado, una hidráulica, una de carbón, una nuclear, se le decía suba o baje usted tantos megavatios de potencia y lo hacía, para seguir a la demanda, a las necesidades de los consumidores. Sin embargo desde que comenzó este siglo hay unos nuevos actores, muy importantes, la eólica y la fotovoltaica, que lamentablemente no tienen la posibilidad de almacenar el recurso primario energético. El carbón, el gas, el agua, los núcleos fisibles de uranio se almacenan, y ahí los tienes para usarlos según el consumidor enciende o apaga la luz. Con el viento y el sol hay que aprovecharlos según llegan. Y además la tecnología que utilizan no es comparable con la de los generadores convencionales en cuanto al soporte de la garantía de suministro. No disponen de un concepto físico fundamental, que es la inercia, una propiedad de la materia que estabiliza los sistemas y no tienen prácticamente inercia. La tienen que proporcionar los ciclos combinados, la nuclear, el carbón… Entonces ¿es posible el cambio para quedarnos solo con eólica y fotovoltaica? A principios de siglo empezamos a preparar el camino para que pudiera ser así. Creamos el CECRE (Centro de Control de Energías Renovables). En aquella época había quien decía que más de 3.000 MW eólicos ponía en peligro el sistema. Pero REE ha demostrado que con los instrumentos adecuados, con propuestas de cambio en la normativa, exigiendo a los generadores que instalen determinada tecnología que les hagan más robustos, operando en definitiva con nuevos instrumentos, adelantándonos a los nuevos tiempos, el operador del sistema ha acreditado que España puede tener 17.000 MW eólicos funcionando en un momento dado con seguridad.
Pues mirando al futuro cabe la misma reflexión. Realizaremos los cambios tecnológicos y haremos las propuestas normativas que estén en nuestra mano para que ese enorme contingente de energía renovable no gestionable se integre en el sistema sin poner la seguridad en riesgo. De tal manera, que obviamente siempre tiene que existir un cierto equilibrio entre esas tecnologías y los generadores que deben proporcionar la inercia, la regulación de la tensión, de la frecuencia, de los parámetros físicos que no son discutibles, es decir, o se respetan o tenemos un problema.
¿Se ha calculado cuantas centrales se pueden cerrar a día de hoy o en los próximos años?
El Gobierno está en la tarea de la transición energética y hay estudios que ya se han realizado que sirven como el informe de la Comisión de Expertos, y hay una parte muy importante de simulaciones técnicas, que no tienen ninguna componente ideológica, es ingeniería. Se observa que hay un contingente mínimo de generación convencional, con inercia y con capacidad de regular la potencia, que es preciso en cada instante para asegurar el funcionamiento seguro del sistema. Y que su tránsito desde hoy hasta 2030 o más allá toca precisar. Ahora hay que establecer una senda, donde nuestra componente renovable, que este año acabará siendo del 43% de producción renovable frente al total. En 2030 superará el entorno del 70%, y deberemos compatibilizar con la seguridad de suministro, manteniendo un componente de generadores convencionales que son los que nos van a asegurar esa seguridad. Si toda la renovable fuera hidráulica, el problema estaba resuelto, porque es renovable y además tiene las competencias tecnológicas que permiten asegurar el suministro. Pero no podemos tener más de 20.000-23.000 MW en el futuro, porque hay una gran dificultad o de oposición social a que se construyan nuevos emplazamientos, por lo que no cabe pensar que vaya a ser creciente en el mix.
Se podrán ir parando centrales convencionales en tanto la UE nos ha marcado un camino muy claro. No cabe pensar en un horizonte renovable si vamos a tener centrales de carbón. Tendremos que hacer una transición ordenada, compatible con la seguridad, pero que es posible, porque tenemos los instrumentos para ayudar en esa labor al Gobierno.
¿Pero es posible cerrar las térmicas de carbón y las nucleares a la vez?
Tenemos 7.000 MW nucleares y 10.000 MW, redondeando, prescindir de 17.000 MW gestionables simultáneamente, supone exponer al sistema a un estrés en términos de seguridad que hay que analizar con profundidad. Porque afectaría. Hay que hacerlo de una manera prudente pero no de un día para otro.
La reducción del carbón es favorable para la consecución de los objetivos de la UE, pero parar las nucleares incrementará las emisiones. Por eso se está estudiando en el Gobierno y contará con nosotros con todo el apoyo que requiera para hacer los análisis desde la perspectiva técnica para que esa parada, que es posible, se haga de manera acompasada para garantizar la seguridad del suministro.
El Gobierno ha anunciado una reforma del mercado eléctrico. Como operador del sistema, ¿cree que es necesaria? ¿qué habría que cambiar? ¿Nos debemos preparar para un mercado no marginalista?
Es posible modificar el mercado pero se debe hacer que sea compatible con los múltiples intereses a los que sirve cada uno de los instrumentos a los que se quiere modificar. En el mercado, España no es una isla en el océano, es una parte del sistema eléctrico europeo. Y también en términos de mercado. Y es en el ámbito europeo donde se pueden producir los cambios estructurales más serios a los mecanismos de mercado. No obstante, de forma complementaria a los cambios que se puedan producir en Europa, y que nosotros estamos obligados a integrarnos en esos cambios, de forma complementaria, es posible producir algunos cambios en nuestro sistema que contribuya a los objetivos que persigue esta transición energética.
¿Es posible limitar el precio a tecnologías como nuclear e hidráulica como propone el acuerdo entre Gobierno y Podemos para aprobar los PGE?
Con la actual normativa no se puede hacer, pero las normativas las promulga el Gobierno con el trámite parlamentario si corresponde.
¿Existen otras medidas para poder abaratar el precio del pool?
Sobre política energética, el operador del sistema no se pronuncia. Somos un instrumento técnico para poder hacer posible las políticas energéticas que decida cada Gobierno de forma compatible con la seguridad.
Los mecanismos de capacidad están a la espera de una solución en la Directiva de Mercado, pero realmente ¿han servido para algo? ¿Se ha pagado en exceso como dicen algunos? ¿Han distorsionado en algo el mercado?
Sobre distorsiones que se puedan producir en el mercado, hay una entidad competente que es la CNMC. Por lo que el operador del sistema no puede decir nada más al respecto. Pero un mercado solo de energía, y de nuevo me remito al informe del Comité de Expertos, tiene dificultades para que la inversiones en generación puedan recuperar esa inversión con los precios marginalistas del mercado europeo. Tal y como establece el ‘winter package’ se pueden habilitar mecanismos de capacidad por periodos bien justificados, bien acotados en el tiempo, en magnitud, en finalidad, que permitan compatibilizar la recuperación de las inversiones de los generadores con el entorno de mercado en el que nos movemos. Hay posibilidades para compatibilizar ambos mecanismos, es posible encontrar soluciones en el marco normativo que se está discutiendo en Europa y que con total seguridad tendremos a finales de año. El paquete de invierno que se está negociando ahora acotará hasta donde llegarán esos mecanismos de capacidad.
¿Está Red Eléctrica trabajando en un futuro mercado de capacidad donde pujen generación y grandes consumidores?
De momento, no. Mientras este paquete legislativo en Europa no determine el terreno de juego, pues los gobiernos respectivos no podrán decidir cómo enmarcan su política en este ámbito dentro de esa normativa, que es lo que se puede hacer o no. No tendría mucho sentido que un gobierno de un país miembro establezca unos mercados de capacidad de aquí a 2030 cuando a final de año vamos a tener una normativa europea que nos diga hasta dónde se puede llegar. Los existentes están reconocidos por la Comisión Europea pero están en vías de extinción por volumen y si se presta atención a lo que han sido estos pagos históricamente, o a lo que son ahora o lo que van a ser en el futuro, es una caída exponencial de la retribución. Y eso lo consiente y autoriza la UE.
¿Seguirá habiendo en el futuro interrumpibilidad? ¿Tendría sentido con tanta sobrecapacidad como se prevé?
La interrumpiblidad es otro mecanismo distinto que también lo tienen otros países de manera análoga, Italia, Alemania, Portugal, Francia… Y la Comisión Europea es extremadamente vigilante de estos mecanismos. Tienen una supervisión muy estricta sobre este tipo de mecanismos. De momento se mantienen y cada año se va adaptando en función de las directrices que la Comisión Europea va indicando que se puede llegar con ellos.
El mecanismo de interrumpiblidad es el último cartucho que tiene el sistema eléctrico ante una necesidad de equilibrio por falta de potencia de generación, y como sabemos la energía eléctrica no se puede almacenar, se tiene que consumir exactamente en el momento que se produce. Si se agotan los recursos de generación para que no haya apagones tiene que regularse desde el lado de la demanda. Y hasta que llegue la participación de la demanda en los servicios de ajuste, cuando el consumidor sea un elemento activo del sistema que lo acabará siendo y a no tardar mucho, hasta que todos podamos participar con un estímulo económico reduciendo nuestro consumo cuando el sistema no tenga más potencia, el único consumo que está participando son los electrointensivos, la gran industria. Es el último recurso. Y además hay un mecanismo económico de utilización de interrumpiblidad. Este año, en aplicación de ese mecanismo económico, es decir, cuando la energía que ha de utilizarse en tiempo real por el operador del sistema supera determinado umbral, se aplica interrumpibilidad para que baje el precio. Este año se ha aplicado en 38 días y hay más de 700 aplicaciones a clientes concretos para reducir el consumo y baje el coste de los servicios de ajuste para balancear consumo y generación.
Se ha cuantificado en cuánto se ha reducido el precio de la luz con estos mecanismos?
Aunque hay que ser realistas, la reducción del precio de la electricidad por la introducción del mecanismo de interrumpibilidad es moderado. Es una señal pero no cabe pensar que reduzca los costes de una manera muy significativa para los consumidores.
Hay una utilización económica intensiva del mecanismo económico. En el caso de la utilización por seguridad, afortunadamente el sistema español no ha tenido necesidad este año de utilizarlo y los dos últimos años, solo en dos momentos ocasionales en Asturias. A medida que en el futuro se aumente la componente de generación renovable no gestionable, puede que se presenten episodios de necesidad de equilibrio de generación y consumo desde el lado de la demanda, con mayor frecuencia que lo que es precio a día de hoy, que es escaso.
En el futuro cuando vayamos teniendo más generación volátil, puede ser un instrumento que tenga una utilización más intensiva, hasta que llegue una gestión de la demanda completa.
Las pérdidas del sistema eléctrico son cuantiosas y al final se pagan entre todos. ¿Qué se puede hacer para mejorar?
Las pérdidas en las redes son una función directa de la tensión a la que se transporta la energía, y esas pérdidas son proporcionales de forma cuadrática con la corriente que circula, por lo que a mayor intensidad cuadráticamente aumentan las perdidas. Si aumentamos la tensión, se reduce la corriente y se reducen las pérdidas. Lo cierto es que no podemos llegar a nuestras casas con 400.000 voltios. La red de transporte como sabemos tiene una tensión de 400.000 voltios la mayor, y otra de 220.000 que complementa la primera, pero para llegar hasta los consumidores hay que pasar a niveles más bajos, es decir a la red de distribución. En la red de transporte las pérdidas pueden estar en un entorno del 2% o por debajo. Sin embargo, en la red de distribución por razones obvias hay que bajar la tensión, porque no podemos llegar con una torre a nuestra casa, pues las pérdidas se incrementan muy notablemente, están por encima del 10%. Es una cuestión inherente a la tecnología, al nivel de tensión con el que llegamos a los consumos. Por eso, un gran consumidor cuando requiere megavatios, debe ser alimentado con tensiones de transporte o de distribución como mucho, de miles de voltios, o de 400.000 voltios directamente como algunos clientes de España. El nivel de la tensión es un parámetro para medir las pérdidas pero el margen para la mejora es muy acotado.
Las interconexiones eléctricas jugarán un papel fundamental en el futuro modelo energético europeo. ¿Qué necesita España para dejar de ser una isla energética?
España es casi una isla energética respecto a Centroeuropa porque tenemos una interconexión con Francia y de ahí con el resto de Europa muy débil. Es sabido que históricamente el requisito de nivel de interconexión de cualquier país de la UE era de tener al menos el 10% de su potencia instalada en términos de interconexión. España, mirando la interconexión con Francia, que es la que nos permite acceder a los mercados europeos, tiene una entorno al 3% de capacidad de intercambio (de 100.000 MW tenemos una potencia intercambiable de 3.000 MW), estamos muy lejos de las cifras que ya recomendaba la Unión Europea en la Cumbre de Barcelona de 2002, que todo país debía tener, el 10%. Ya con cumplir con los objetivos de la Cumbre de 2002 estamos muy lejos, pero ahora ha habido nuevos pronunciamientos de la Comisión Europea que apuntan a que hay que llegar al 15%. Estando tan lejos, es evidente que hay un largo camino por recorrer.
La última interconexión que se puso en servicio después de décadas con Europa, fue la de entre Santa Llogaia y Baixas, en octubre de 2015 entró en operación comercial. Esa interconexión ha supuesto unos beneficios económicos al sistema español en el entorno de los 100 millones de euros cada año de los tres que lleva en servicio. Es un instrumento de seguridad de suministro, de acceso a los mercados europeos, y por tanto de competitividad para las empresas de un lado y otro, y de integración de las energías renovables. Porque cuando tenemos mucho viento y la demanda es baja solo tenemos dos opciones, o almacenar la energía sobrante en un sistema de bombeo hidráulico, o exportarlo a otros países. Si la interconexión es escasa apenas podemos exportar y vender esos excedentes de producción renovable y tendremos que verter, o perder ese potencia renovable.
El cable submarino de Vizcaya. ¿Cómo va el proyecto? ¿No cree que es excesivamente caro como señalan sus detractores?
El proyecto del cable submarino de Vizcaya es competencia del transportista actualmente, pero podemos dar unas pinceladas. Se está avanzando al ritmo previsto. Hay una subvención que es la más grande que se ha dado para este tipo de infraestructuras de la historia en Europa, que va a facilitar la viabilidad económica de la instalación y cuando se ponga en servicio permitirá casi duplicar la capacidad de intercambio comercial, hasta los 5.000 MW. Esto posibilitará una aproximación al mercado interior de la energía. Este año pasado, como muestra de la insuficiente interconexión, el 75% de las horas de 2017 la interconexión con Francia estuvo saturada tras el mercado diario, al máximo de horas. Con una diferencia de precios entre Centroeuropa y España de 10,5 €, más caro aquí. Con la interconexión estos precios se reducirán, nuestras empresas serán más competitivas y podremos exportar más renovables.
El reparto de los costes de la interconexión es en función de los beneficios que produce cada país y de cuantos kilómetros hay en un territorio u otro. A España nos está ayudando mucho, como hemos visto en estos últimos tres años. Los acuerdos no se hacen entre los operadores de sistema de cada país, sino entre países y están supervisados por las comisiones nacionales de energía y bajo la monitorización europea.
Existe el concepto del CBA, el análisis coste-beneficio de la instalación. En Europa no se permite que una instalación vaya adelante si el CBA no es positivo. Y en este caso así lo es. Por eso, Bruselas ha dado el visto bueno. No obstante, hay que cuestionarse si se puede hacer más barato. La respuesta es que sí, mucho más barato. La última interconexión tuvo un coste de alrededor de los 700 millones de euros, y eso fue ocho veces más caro que si se hubiera hecho una instalación convencional, de líneas aéreas. La tecnología que se eligió fue corriente continua y línea soterrada porque a día de hoy los ciudadanos no quieren ver instalaciones y por tanto, la única solución si hay quien lo pague y aún resulta lo suficientemente rentable, es ésa. Así que la respuesta es que se puede hacer más barata, pero la sociedad no está dispuesta a verlo.
¿Habrá tercera interconexión con Marruecos? ¿Qué otros proyectos hay sobre la mesa?
Sí, Marruecos está muy interesado en reforzar y aumentar su interconexión con España. Y si no se produce, lo hará con Portugal. Y están trabajando ahora con ellos. La cuestión es que como la tercera interconexión de África con Europa no sea también a través de España sino por Portugal, tendremos los inconvenientes y ninguno de los beneficios. Que la tercera interconexión de África con Europa se haga por España aportará un coste pero también beneficios, con un coste positivo.
Pero con más interconexiones con Marruecos, ¿se encarecerá el precio de la electricidad a pesar de ser renovables lo que venga de África?
Si sube la demanda, sube el precio. Si a África se le puede exportar más energía porque viene a nuestro mercado a comprar, el mercado es el mismo para España, para Portugal, Francia, Alemania… Y si hay más demanda que alimentar en Marruecos, pues lógicamente el precio va a subir. Si se hace con una tercera interconexión en España podemos articular mecanismos que eviten ese incremento del precio se produzca. Si lo hace un tercer país escapa del control de España. Me consta que el Gobierno español está trabajando para que el tercer enlace de Europa con África sea por España.
Bruselas exige abrir el mercado para que otros actores participen en las interconexiones, ahora en régimen de monopolio con Red Eléctrica. ¿Temen perder futuros grandes proyectos o se ven capacitados para competir?
Es una cuestión que afecta al transporte y no al operador. La competencia que haya de existir o el régimen de monopolio natural nos va a venir determinado por Europa y a ese expediente que se abrió no hay ninguna respuesta negativa, no hay ningún posicionamiento de Bruselas diciendo que esto no puede ser así. Y si lo ha de haber en el futuro, ya lo abordará quien le compete, el Gobierno.
Si finalmente se aprueba el RDL 15/2018, se destaponaría un sector que lleva muchos años esperando su despegue: el autoconsumo. Por el momento no se prevé un balance neto pero sí habrá un incremento de vertidos de excedentes a la red. ¿Cómo va a gestionar REE la incorporación de la generación distribuida al sistema?
La incorporación de estos nuevos agentes es una extrapolación de lo que hicimos a principios de siglo cuando llegaron los primeros parques eólicos. Hasta aquel momento teníamos unas pocas instalaciones de generación concentradas de cientos o miles de megavatios, muy a mano para el control. Y eso cambió, y ahora hay cientos de instalaciones. Nos adaptamos. Creamos el CECRE, propusimos cambios de la normativa al Gobierno que se produjeron, y toda esa energía es perfectamente observable, monitorizable y con capacidad de recibir instrucciones del operador del sistema. De tal manera, que se convierte en algo compatible con la seguridad. También hay una adaptación tecnológica, en la medida que va a avanzando, y que hacen compatible ese aumento del número de actores de manera muy importante, de algunos a cientos.
Ahora tenemos que seguir la misma línea. De los cientos que tenemos ahora se multiplicarán a millones. El operador del sistema va a ser instrumento para que se posibilite esa gran dispersión de la generación, sea la que sea, mediante la propuesta que extrapola el concepto que hasta ahora estamos manejando. Es decir, mediante la observabilidad, la monitorización, qué está ocurriendo y en su caso el control. Pero al ser miles o millones de instalaciones, no tiene sentido que vengan una a una al centro de control eléctrico desde donde se gestiona el sistema, sino mediante unos colectores. Es lo que llamamos despachos delegados, concepto que ya se ha adoptado para generación renovable no gestionable. No es necesario que cada parque tenga un enlace directo con el centro de control. Las entidades de producción se van a aglutinando en cuanto al envío de información y la capacidad de recibir instrucciones mediante despachos. Es perfectamente posible para el autoconsumo que deberá ir agregando su información que a su vez se comunicará con el centro de control único del sistema y será compatible con la seguridad.
¿Y con la más que posible fuerte entrada del vehículo eléctrico? ¿Cuál será la transformación de REE para adecuarse a este nuevo modelo de consumo/demanda?
Concretamente para el vehículo eléctrico, que a día de hoy es anecdótico en España, pero que crecerá de una manera muy importante, REE ya ha creado el CECOVEL (Centro de Control de Vehículo Eléctrico) para ir dando los primeros pasos. Al igual que 2006 construimos el primer (y todavía el único) centro del mundo que controla todas las renovables de un país, ya tenemos el CECOVEL donde son monitorizadas las pautas de carga y en su momento, cuando sea un fenómeno realmente importante, pues podremos tener la misma entidad que tenemos para otro tipo de actores del sistema.
Como miembro de ENTSO-e, ¿se está preparando de verdad en Europa un mercado único? ¿Es posible llegar a ello?
Sí, ya es en gran medida un mercado único de energía. Somos muchos países que participamos en la casación del mercado. En el año 98 se hacía solo para España, ya se hace en el mercado interior de la electricidad, con Portugal, España, Francia, Italia, Alemania, Reino Unido, los Países Bajos… Y esto está creciendo y finalmente estarán todos los países. Y las transacciones se realizan en un solo punto de toda Europa.