Hacia la gran transición de la distribución eléctrica

El modelo regulatorio actual no es el más apropiado para incentivar la innovación, minimizar los costes para los usuarios y elevar las prestaciones

En la mayoría de los países avanzados, los sistemas eléctricos están sometidos a más y más requerimientos como vehículos para descarbonizar la economía a la que sirven. Así, incorporan tecnologías renovables de producción haciendo compatible su intermitencia mediante almacenamiento, se abren a nuevos entrantes que demandan más –vehículos eléctricos– o producen de forma menos centralizada –autoconsumo–, digitalizan su gestión, se benefician de la inteligencia que aportan todo tipo de datos, adaptan su ciberseguridad, etc.

Los retos que ello supone se plasman sin duda en oportunidades de crear empleo, de desarrollo social y de mejor gestión y prestaciones del bien público que comporta la seguridad de su suministro y su acceso universal.

Un elemento fundamental de las muchas piezas del sistema eléctrico lo constituye la red de distribución eléctrica –la que más acerca la electricidad a los diversos usuarios–. A través de ella se están dando simultáneamente a su escala dos transiciones importantes: la de la descarbonización y la digital. Esta red, a escala territorial y nacional, se va a erigir a lo largo de los próximos años en un vector de expansión vertiginosa en varios frentes, así como de creciente complejidad técnica.

Poner rumbo a un nuevo horizonte en la distribución eléctrica, pivotando sobre la idea de descarbonizar el producto y hacer del servicio al cliente su foco motivador esencial, impone a la intervención pública varios retos regulatorios: rediseñar el modelo de su ámbito de actuación y establecer una arquitectura y figuras regulatorias que soporten la eficaz toma de decisiones en él.

La distribución es parte estructural de un servicio público vital para que los ciudadanos participen en la sociedad. El incorporar en su ámbito nuevas funciones y servicios facilitadores de la gestión de usuarios, el acceso de nuevos entrantes de producción, demanda y almacenamiento de energía, la bidireccionalidad de datos y flujos de servicio y precios entre clientes y de estos con el mercado eléctrico, nuevas formas de tarificación, protección y explotación de datos, etc. requiere contar con una sensibilidad técnica acrecentada, un nuevo dominio técnico y un mayor ámbito de competencias.

El modelo regulatorio actual de distribución está basado en la simple retribución –justa y razonable– de todos los costes del servicio que comporta –cuanto más gasto más ganancias para las empresas, en definitiva–. No parece que siga siendo este enfoque el mejor para incentivar la innovación, minimizar los costes para los usuarios, ni aumentar las prestaciones de inteligencia que se van a requerir.

Parece razonable que el modelo ha de desplazarse a convertirlo en un resorte básico para fomentar la innovación, mejorar sus prestaciones técnicas y económicas y favorecer la participación de los consumidores en el juego oferta-demanda, así como maximizar el beneficio económico general para la sociedad, y del propio sistema eléctrico, como también la cohesión social de los territorios.

Esa traslación de paradigma regulatorio, siguiendo las directivas de la Unión Europea y el ejemplo de otros países, pasa por atribuir la competencia de planificar y establecer las especificidades de los servicios que prestará la distribución eléctrica en el futuro a quienes mejor pueden interpretar en clave pública las características de un servicio público universal, con “competencia efectiva” según marca la ley vigente: la Administración General del Estado y los distintos estamentos regulatorios territoriales o nacionales.

No es lógico que, como ha ocurrido hasta ahora, algunas de esas metas las definan y lleven a efecto empresas privadas según un criterio guiado, en general, por estrategias cuyos beneficios reciben unos pocos accionistas y directivos, y no el ciudadano, o los más interesados en sus prestaciones a un coste lo menor posible.

Dado que la distribución se puede convertir en breve en un ámbito de operación de un mercado de energía de cierto nivel que habrá que gestionar, se impone en él una figura regulatoria similar al operador del sistema, como es el operador de sistema de distribución. Esta figura ya contemplada en las directivas europeas al respecto: el DSO, con ámbito de competencias territorial. La del gestor de red actual es claramente insuficiente y ambiguo

El DSO, como ya es el caso del operador del sistema nacional –REE–, debiera estar vinculado a la Administración General del Estado, y ambos, idealmente, ser entidades/sociedades sin ánimo de lucro y sin propiedad de activo alguno en el sector (para no incurrir en conflicto de intereses, como puede ser el caso actual del operador del sistema).

Como su homólogo nacional, los DSO territoriales deberían ser los responsables de la planificación vinculante de su sistema, tener capacidad de operación técnica y gestión económica en el mismo, y definir ciertas especificidades de tarifas, peajes y cargos, complementarias a los del sistema general para, por ejemplo, generar incentivos de precios. Todos los DSO deberían coordinarse con el OS nacional en sus labores de planificación y operación para poderse beneficiar mutuamente de las infraestructuras de modelos de gestión, datos, simulación y optimización de recursos en tiempo real, participación en los mercados a escala nacional e incluso territorial, previsión de demanda a distintos niveles, etc.

José Luis de la Fuente O’Connor es Profesor de la Universidad Politécnica de Madrid