Torres de alto voltaje Tesla en la ciudad de Istra. Moscú.Rusia.
Inicialmente estas redes de transporte y distribución se alimentaban de grandes centrales generadoras, que producían la electricidad a partir de fuentes energéticas como el carbón o la energía hidráulica, y, más adelante, aparecieron las grandes centrales de gas y las nucleares. Estas centrales muy estables se regulaban en función de la demanda de cada momento.
Es decir, el fluido eléctrico siempre hacía su recorrido en el mismo sentido: se generaba en las grandes centrales, posteriormente se elevaba su tensión en centros de transformación elevadores para poder ser transportado y evitar grandes pérdidas, y cuando llegaba a una zona cercana a los puntos de consumo se rebajaba la tensión en centros de transformación reductores para finalmente ser distribuido hasta los puntos de consumo.
Las ayudas del gobierno impulsaron parques eólicos promovidos mayoritariamente por grandes empresas del sector eléctrico, pero también por empresas de inversión que buscaban un buen rendimiento. Este hecho introdujo en las redes de transporte y distribución un nuevo tipo de generación que ya no era regulable. Los parques eólicos generaban energía cuando había viento y dejaban de generar energía cuando no lo había.
Estas nuevas centrales, por tanto, no se podían regular en función de la demanda existente. Se les dio prioridad de acceso a la red, pero en determinados momentos en los que no existía una demanda suficiente tenían que desconectarse de la red y dejar de producir.
Los parques eólicos fueron las primeras centrales generadoras que introducían energía en la red a partir de fuentes renovables, que tienen la particularidad de no ser regulables.
El primer país en desarrollar una ley para el impulso de la energía fotovoltaica fue Alemania, cuando aprobó la EEG (Erneubare-Energien-Gesetz), una ley sobre energías renovables. Los socialistas alemanes, encabezados por Herman Scheer, querían instalar paneles fotovoltaicos en un millón de tejados alemanes.
Pocos años después el Parlamento español también aprobó una ley similar. La energía producida mediante paneles fotovoltaicos se incentivaba con una prima que se garantizaba durante un período de 25 años. En aquel momento la tecnología fotovoltaica solo era viable mediante algún tipo de incentivo, ya que sus elevados costes no la hacían competitiva en el mercado.
La falta de previsión a la hora de legislar y una mala regulación del mercado atrajo rápidamente la especulación. Grandes proyectos y fondos de inversión nacionales e internacionales vieron la posibilidad de obtener altas rentabilidades con el plus de ser garantizadas por el Estado. Un caramelo que ningún niño dejaría escapar.
La mala suerte hizo coincidir esa situación con la crisis económica de 2008.
El Estado rápidamente se dio cuenta de que el sistema de retribución mediante una prima a la energía fotovoltaica era insostenible para las finanzas públicas, y legisló de nuevo para recortar el sistema de primas también con efectos retroactivos. Esto provocó que muchos proyectos que se habían financiado con deuda se convirtieran rápidamente en inviables. Muchos pequeños inversores y no tan pequeños quedaron atrapados.
Durante casi una década el sector fotovoltaico prácticamente desapareció por completo.
A finales de 2021 una serie de factores provocaron la tormenta perfecta.
Un invierno especialmente frío en Europa aumentó la demanda de gas y, en consecuencia, provocó un incremento anormal del precio. También el precio de las emisiones de CO2 experimentó un fuerte aumento. Finalmente, una serie de problemas geopolíticos entre los principales proveedores de gas en Europa, en el sur entre Argelia y Marruecos, y en el este entre Rusia y Ucrania, hicieron el resto.
Todos estos factores combinados provocaron un aumento inesperado y alarmantemente alto del precio del gas. El precio de la electricidad, fuertemente influenciado por el precio del gas, experimentó también un fuerte aumento. Se alcanzaron picos de 700 €/MWh en el mercado mayorista ibérico, un precio que durante muchos años se había mantenido estable en torno a los 50 €/MWh.
Cuando todo esto ocurría, la industria fotovoltaica, que durante una década había estado desaparecida, había madurado y había hecho los deberes. El coste de esta tecnología se había reducido a una décima parte del coste de la década anterior y se había conseguido mejorar la eficiencia de los módulos fotovoltaicos.
La combinación de unos precios extremadamente altos del mercado eléctrico con unos precios muy competitivos de la tecnología fotovoltaica hizo que a partir de 2020 la fotovoltaica volviera a experimentar un boom, pero esta vez, a diferencia de la anterior, compitiendo en el mercado sin incentivos, directamente contra las tecnologías de generación tradicionales.
Esta situación junto con la nueva legislación sobre el autoconsumo aprobada en 2019 produce un giro copernicano en el sector energético eléctrico. A partir de ese momento cualquier hogar o edificio conectado a la red de distribución puede convertirse en un generador competitivo que opera en el mercado.
Muchas familias e industrias han visto en el autoconsumo fotovoltaico una eficaz forma de ahorro y también una protección contra las grandes oscilaciones que experimenta el mercado eléctrico y una forma de evitar los sobresaltos cuando llega la factura de la electricidad. Una vez realizada la inversión, la energía autoproducida no se ve afectada por los incrementos del mercado, los kWh consumidos de la red se reducen y, en caso de fuertes incrementos del precio, la factura queda suavizada.
Es de sobra conocido por los economistas y estudiosos del mercado que, cuando una tecnología se vuelve competitiva y entra en el mercado, busca su espacio compitiendo con el resto y, en muchas ocasiones, desplaza a otras tecnologías más antiguas y menos competitivas. La fotovoltaica ha llegado para quedarse una larga temporada y dar mucha guerra.
Este hecho genera nuevos retos en el sector de la distribución. La fotovoltaica, a diferencia de las tecnologías existentes, es una tecnología que permite la generación distribuida en zonas muy cercana a los puntos de consumo. Tan cercanas como el mismo edificio en el que se consume. En los próximos años veremos como los arquitectos, y también la industria fotovoltaica, sacan al mercado productos para integrar cada vez mejor las instalaciones fotovoltaicas en los edificios.
Las redes concebidas para distribuir energía a partir de una o más grandes centrales generadoras hasta los puntos de consumo se encuentran ahora con que son los propios puntos de consumo los que generan energía. Una parte de la energía generada se consume en el propio edificio, pero otra se inyecta a la red de distribución para ser consumida en edificios cercanos.
En determinadas zonas, especialmente zonas residenciales con gran presencia de casas aisladas, está ocurriendo que la energía generada en la zona supera la energía consumida. Cuando llega esta situación, el fluido eléctrico del centro de transformación que distribuye la energía en esa zona invierte el sentido. El transformador concebido para reducir la tensión y distribuir energía en esa zona se convierte de repente en un centro de transformación elevador que saca la energía de ese barrio para llevarla a otra zona.
Este hecho, que aparentemente parece inofensivo, ya que a todos nos enseñaron que los transformadores son máquinas reversibles, no lo es tanto si se lo preguntamos a las empresas distribuidoras. Es cierto que los transformadores son máquinas reversibles y pueden hacer circular fluido eléctrico en un sentido y en el contrario, pero lo que no es reversible es todo el sistema de protección que se ha diseñado para proteger esos centros de transformación.
Tampoco ayuda el hecho de que, a diferencia del consumo, la producción fotovoltaica se produce toda en el mismo momento. Durante las horas centrales del día todas las viviendas con paneles fotovoltaicos producen al máximo, y el coeficiente de simultaneidad podría llegar a ser cercano a 1 o incluso superior en algunos casos. Esto obligará a las distribuidoras a repotenciar y rediseñar los transformadores, pensados para el consumo de energía con coeficientes de simultaneidad de 0,7 o 0,8. En determinadas zonas habrá que tener en cuenta que los transformadores tendrán que actuar como elevadores y con coeficientes de simultaneidad cercanos a la unidad.
Otro reto que tendrán que superar las distribuidoras es la distorsión armónica que produce la electrónica de potencia de esas instalaciones. Se estima que la distorsión armónica puede hacer que disminuya hasta un 20 % la capacidad de transporte de la línea. De modo que será necesario redimensionar buena parte de los cables para aumentar sus secciones. Además, debe tenerse en cuenta también que esta distorsión genera muchos problemas de lecturas en los actuales contadores inteligentes, lo que dificulta gravemente una de las principales tareas de las distribuidoras.
Y tampoco son solo los transformadores, los cables y las protecciones, es decir, los elementos físicos, los únicos elementos del sistema de distribución afectados en este cambio de paradigma. La propia gestión de la red ya se ve alterada.
Imaginemos el caso de la existencia de microcortes en una zona con fuerte presencia de generación distribuida en las horas centrales del día. Cuando el sistema vuelve a rearmarse después del microcorte, al cabo de pocos segundos, todos los inversores de la zona por seguridad se habrán desconectado a la vez y tardarán todavía unos minutos en volver a sincronizarse con la red. Durante estos minutos los inversores no estarán operativos y el operador de la red debe ser capaz de suministrar todo ese consumo que hasta ese momento suministraban las instalaciones fotovoltaicas. Es decir, la red debe poder reaccionar rápidamente a un aumento repentino de la demanda durante unos minutos.
En conclusión, contrariamente a lo que manifiesta el discurso imperante, la implantación masiva de la generación distribuida, básicamente fotovoltaica pero también minieólica en determinadas zonas, pequeñas plantas de biogás, etc., ya está provocando un uso más intensivo y complejo de las redes de distribución. Necesitaremos una fuerte renovación de toda la infraestructura para conseguir una red eléctrica mucho más robusta que la actual, con secciones más grandes de cable y mucho más mallada. Un reto inmenso que inevitablemente tendremos que superar en los próximos años.
