Paradoxes

Però hi ha realment una voluntat d’electrificar-se, al món econòmic? Com ha pogut observar Assumpta Farran, des de la talaia que li ofereix el seu càrrec de directora general d’Energia de la Generalitat, creu ferventment: “No és cert que el ciutadà i la indústria no es vulguin electrificar. Tenim una quantitat brutal de propostes de grans consums elèctrics que es volen implantar, però que s’han de deixar en suspens perquè no hi ha capacitat de la xarxa. D’altra banda, ens trobem a les àrees rurals que polígons industrials mitjans ens demanen l’exempció reglamentària d’electrificació, o com a molt electrificar-se al 50%. Diuen que si s’electrifiquen a 125 w/m² la subestació no té capacitat i cal fer unes grans inversions.” Així doncs, ens trobem que “la Catalunya rural i suburbana no es vol electrificar perquè no té els diners per pagar-ho, allò on hem d’instal·lar les renovables resulta que és on electrifiquem menys”. Problema de conscienciació: “Si els dius per què no et poses autoconsum, et diuen que si fa una mica de vent tot se’n va a l’aire, i jo continuo necessitant gas. Tot això amb un parc fotovoltaic a la vora. O som capaços de veure que a les zones rurals hi ha un benefici elèctric, o no ens en sortirem.”

Farran explica que la seva direcció està fent un seguiment de tots els projectes de recàrrega de vehicle elèctric de més de 400 kw, i n’hi ha més de 160 a Catalunya, que ja han pagat l’estudi tècnic i econòmic, i que estan a l’aire per un problema de manca de capacitat, fins que no es resolgui l’extensió de xarxa a cada municipi. Si parlem de dessaladores, “que òbviament necessiten electricitat, ningú parla de la capacitat elèctrica que demanaran, es dona per fet”. Tornant al qui ho paga?, amb l’electrificació tenim mala peça al teler: “Avui el cost de la xarxa representa la tercera part del rebut de la llum, i si li hem de sumar totes les inversions requerides... El pla de xarxes de la UE parla d’una despesa de 580.000 milions d’euros d’aquí al 2030. Si la part que ens pertoca l’hem d’incloure al rebut, és evident que el pas del fòssil a l’elèctric no serà fàcil.” I afegeix: “Hem de ser conscients que qualsevol nou consumidor que sol·licita xarxa, si li volem fer pagar tot allò que el sistema no paga, doncs no s’electrificarà.” A més a més, electrificar, clau per descarbonitzar l’economia, també vol dir captar per al país “indústria zero emissions, fabricants de bateries o electrolitzadors”.

Nou fins a un cert punt

Parlem molt de la generació distribuïda com si fos un fenomen nou, i el cert és que “vam començar amb això a principis d’aquest segle, en el moment que va haver-hi un important desplegament de generació renovable, sobretot eòlica”, aclareix Tomás Domínguez, director d’operació de Red Eléctrica Española (REE). Aleshores, quan s’instal·laven entre 1.500 i 2.000 MW a l’any, REE “va veure la necessitat, per continuar operant de forma segura, de tenir capacitat d’observació i gestió sobre aquesta generació de renovables.” En conseqüència, els sistemes més grans d’un MW tenen l’obligació d’enviar informació en temps real de l’electricitat que produeix, i la més gran de 5 MW ha de seguir una consigna de producció que se li envia, que normalment és la seva potència màxima. Així doncs, “el que és nou és l’autoconsum tal com l’estem començant a conèixer, és nou tenir l’equivalent de diverses centrals nuclears a les teulades de les cases”. Ja no s’hi valen les mateixes solucions per a aquesta segona generació hiperdistribuïda, que “ja no té només impacte sobre el conjunt del sistema, sinó sobretot sobre la xarxa de distribució. Una plaqueta solar de 3 KW en una teulada no és res, però centenars de milers de plaquetes solars, això sí que és un problema per a l’operació del sistema”. I és que una cosa és l’autoconsum que veiem, i una altra, el que està realment instal·lat. A tot l’Estat, oficialment hi ha 3.432 Mw de potència fotovoltaica instal·lada, en 474.692 instal·lacions, xifra prou important, però que és la meitat del que estan donant associacions que representen els productors, com APPA i UNEF. Com explica Tomàs Domínguez, anem a cegues: “Si no informes que a la teva empresa hi has posat a la teulada 2 Mw en plaques, el que veiem és que deixes de consumir casualment. La informació de producció que tenim és l’energia del comptador, que és el net entre producció i consum, amb la qual cosa no tenim el valor de producció.” Un altre problema afegit és el de les instal·lacions excedentàries, que poden injectar energia sobrant a la xarxa: “És fàcil controlar els excedentaris que van a compensació, que tenen algú que els compensa, com els que van al mercat, perquè tenen una llicència per operar-hi. Els que t’ho posen complicat són els que no tenen excedents, van a Leroy Merlin, compren una placa solar, l’endollen i no diuen res a ningú.” Les dades són prou expressives: d’instal·lacions de 0 a 15 kW hi ha un rang de potència de 2.215 MW, l’equivalent a dos grups nuclears, i d’aquests nomes 24 sense excedents es declaren com a tals. Per al director d’operació, per tenir sota control l’autoconsum, potser “no té sentit augmentar la capacitat d’observació, baixant-la d’un MW a 100 kW, però sí que en tindria que un cop tinguéssim la informació estructural del Sistema d’Informació de Metrologia Legal (Simel), en què es registren els productors, sobre quanta potència hi ha instal·lada, puc fer una estimació de la producció i incorporar-la a les corbes d’estimació i demanda de fotovoltaica, a instal·lacions d’autoconsum de potència menor d’un MW.” Una altra solució en què treballa REE és “prendre de referència la placa d’autoconsum, que no té la mateixa prestació que la professional, amb una orientació perfecta i un manteniment constant, per obtenir un millor patró de consum combinat amb generació. Seria fer un panell d’autoconsumidors”.

Un altre problema que se li genera a la xarxa és que molt autoconsumidor està eximit de complir el requisit de suportar el buit de tensió –quan la tensió cau per sota d’un llindar establert–. “Ara, per la potència instal·lada i la que s’ha d’instal·lar, pot representar un problema. Podríem arribar a tenir 7.500 MW sense aquest requeriment, i tant és que es dispari un grup nuclear que aquests MW de fotovoltaica. Cal corregir això amb regulació.”

Futur incert

Les empreses elèctriques no veuen encara que la transició energètica cap a la descarbonització sigui un passeig plàcid. Jordi Sarradell, responsable de relacions institucionals i regulació de la direcció general d’Endesa a Catalunya, exposa: “Veiem que el nou PNIEC presenta uns objectius més ambiciosos de renovable i eficiència, que creixen un 48% i un 44%, respectivament, però no ha tingut en compte la necessitat d’electrificar la demanda i, en conseqüència, la importància del desenvolupament de les xarxes.” Des d’Endesa han fet l’exercici de simulació d’introduir al sistema els 80 GW que preveu el pla, equivalents a 200 Tw/h, sense tenir en compte l’increment de demanda i xarxa, i el que s’observa és que el sistema se satura i es disparen els vessaments (energia inutilitzable), tot arribant al fenomen conegut com canibalització de les renovables, que provoca que a determinades hores hi hagi preus nuls o gairebé nuls. D’aquests 200 Tw/h, el consumidor n’aprofita només 86, de manera que en queden 114 d’excedents, dels quals 25 són vessaments, mentre que la resta es podrien utilitzar per a altres usos, com l’hidrogen i l’exportació, com marca el PNIEC, “tot i que des d’Endesa –asseguren– apostaríem perquè servissin per incrementar l’electrificació del consum.” Prediccions mentre que la realitat ens diu que, a data de 31 de desembre del 2023, hi havia accés concedit per a 83 GW de fotovoltaica i 31 GW d’eòlica.

Algú podria pensar que el risc de col·lapse es podria combatre amb l’ús de bateries. Dins d’aquests mateixos càlculs, la introducció de bateries no podria contenir els vessaments que ocasionarien aquests 83 GW. Serradell conclou que “per dur a terme la descarbonització, no només fa falta introduir renovables sinó també cal incrementar la demanda elèctrica i, per tant, desplegar xarxa elèctrica. El nou emmagatzematge i el desplegament de la nova xarxa han d’anar compassades amb l’increment de la demanda.” Però, és clar, en espera que el PNIEC pugui ser reelaborat, el cert és que dins d’aquestes directrius no s’hi veu una estratègia en aquesta tan delerada electrificació de la demanda, ni com s’esperonen amb incentius les inversions en emmagatzematge i xarxes necessàries per connectar la demanda.

Què fer? Des d’Endesa tenen clar que cal avançar en l’electrificació directa: bombes i xarxes de calor i fred en residencial, vehicle elèctric, ports verds i, sobretot, la indústria. Els estudis demostren que onze sectors industrials que suposen el 92% de les emissions de CO2 a Europa es poden electrificar en un 78% amb tecnologies madures, i fins a un 99% si hi afegim tecnologies en desenvolupament. Com diu Sarradell, “hi ha un gran potencial d’electrificació en sectors com la química (fins a un 88%), l’alimentació (100%) o el paper (97%). Val a dir, a més, que després d’una primera fase d’electrificació, guanyen en eficiència, perquè aquests sectors finalment acaben reduint el seu consum d’energia”.

Pagar millor

No podia ser altrament, i el que més preocupa als distribuïdors és que se’ls retribueixi adequadament. Com assenyala el portaveu d’Endesa, “la taxa de retribució actual és insuficient, no està alineada als tipus d’interès actuals. Per tant, no recull els costos de finançament, i això és crític per a una empresa intensiva en capital, immersa en un procés de transició energètica que demana molta xarxa.” Sentencia que “una taxa que no permeti la recuperació dels costos de capital implica la pèrdua d’interès dels inversors i també fugues de capital”.

Les elèctriques acostumen a observar amb una certa estupefacció com es planifica la xarxa, transport i distribució, a l’Estat. “Cal millorar la planificació de la xarxa de transport, perquè depenem de les inversions que s’hi facin per donar subministrament a les xarxes de distribució.” La planificació de transport es fa cada cinc anys i la de distribució la fem cada any, per la qual cosa “hem d’aconseguir millorar la coordinació entre el transport i la distribució.” Si no és així, continuaran sent freqüents els casos en què el client de la distribuïdora es queixa, amb raó, quan se li denega un accés a la xarxa perquè no hi ha capacitat.

I si el que cal és garantir un accés còmode a la xarxa, cal tenir una normativa per als accessos flexibles, com la que els agents del sector ja estan preparant amb la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en forma de circular. “Aquests accessos flexibles haurien de ser temporals o no, i caldria preveure la connexió de clients a les xarxes privades d’evacuació de parcs de renovables, molt important per maximitzar la xarxa. Els accessos flexibles poden ser importants per connectar l’emmagatzematge.”

La circular hauria de donar pas als mercats de flexibilitat, i de fet en aquests moments s’està tramitant un codi de xarxa que l’hauria de desenvolupar. La mateixa Endesa ja ha preparat un sandbox (espai on es poden desenvolupar solucions innovadores) de mercats locals de flexibilitat.

Ja fa un cert temps que parlem que està en marxa tot un moviment emergent en energia distribuïda, però què hi ha del cert? Com assenyala rotund Joan Marc Galimany, responsable d’anàlisi a Catalunya d’e-distribución (Endesa), “ara per ara, el que tenim és un problema greu en l’estancament en l’electrificació del consum, i en el medi urbà no es pot afirmar que hi ha una revolució popular en energia distribuïda, ni en generació, no tenim les teulades plenes de plaques.” I si s’acaba materialitzant aquesta tan delerada revolució? Segons els càlculs de Galimany, per a un habitatge mitjà de qualsevol ciutat, on amb un sostre útil de 200 m2 hi instal·lem una potència de 52 kW, “l’electrificació total, amb el cotxe i la calefacció, suposaria multiplicar per 2,7 els kw/h el consum. Així doncs, la previsió és que caldrà gairebé triplicar la potència instal·lada en zones urbanes residencials i de serveis, i duplicar les instal·lacions de la xarxa de mitjana tensió i baixa tensió en aquestes àrees, tot construint nous centres de distribució i ampliar les subestacions”. Tanmateix, en el cas que s’esdevingui aquest escenari, “difícilment es generaran a la xarxa excedents que no es puguin col·locar, així que la generació fotovoltaica serà insuficient, bàsicament destinada a l’autoconsum, així que des de la distribució s’haurà de garantir el subministrament”.

L’àrea rural

Fem prospectiva de com pot evolucionar la xarxa a les ciutats, però i al medi rural? L’ampliació de la xarxa a àrees urbanes és problemàtica, tal com diu Albert Estapé, director de distribució d’Anell (antiga distribuïdora del grup Estabanell, companyia centenària amb 1.600 km de xarxa i 56.000 punts de subministrament a 26 municipis del Vallès Oriental, Osona i el Ripollès: “El relat de la xarxa rural és que un particular o una petita explotació agrària, si volen tenir llum, han de pagar la xarxa i, és clar, per no pagar de més no se li fa un transformador, se li allarga la línia de baixa tensió, i per això molts tenen línies de 500 metres o 1 km, excessivament llargues, que es tradueixen en un problema d’inestabilitat quan s’hi incorpora petita generació o autoconsum.” Les distribuïdores que vulguin invertir a territori topen amb entrebancs com les tramitacions ambientals o que el sistema retributiu ni preveu el sobrecost que representa tirar xarxa a zones de muntanya, ni reconeix econòmicament els traçats soterrats en zona no urbana. Entre les principals demandes al regulador de distribuïdores com Anell, hi hauria el permís a la distribuïdora d’instal·lar bateries per a la millora de la qualitat del servei: “Una caixa negra capaç d’equilibrar fases, o de passar energia d’una banda a una altra, una eina millor que posar transformadors o canviar 30 km de línia.” Així mateix, per raons d’eficiència de la xarxa al territori, hom demana que sigui possible demanar accés a subestacions d’evacuació de parcs de generació des de les distribuïdores.

El regulador avisa

I, de tot plegat, què en pensa el regulador. D’entrada, potser hauríem de reordenar l’ordre de prioritats, com ens avisa Josep Maria Salas Prat, conseller de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC): “Fins ara parlàvem del trilema energètic: la sostenibilitat ambiental, la seguretat de subministrament i la rendibilitat econòmica. Doncs això s’ha acabat, i les polítiques energètiques i de regulació dels pròxims anys tindran com a vèrtex principal la seguretat de subministrament, perquè sense això no hi haurà transició energètica.” Hom interpreta que el cost de deixar de subministrar energia a la societat i a les empreses “pot ser infinit”, així que “quan es facin les anàlisis cost-benefici de noves infraestructures, les metodologies s’hauran d’adaptar a aquesta nova realitat.”

Ara que l’Estat espanyol escala del 50% del mix energètic de renovables al 80%, s’adona que, a l’inrevés del que passa a la majoria de països d’Europa, gran part de la potència renovable està connectada a la xarxa de transport, i una part petita a la xarxa de distribució. “Hem tingut un model clarament centralitzat de desplegament de les energies renovables que ens ha permès tenir una corba d’acceleració molt ràpida, que altrament no hauríem pogut tenir. L’impacte ja sabem quin ha estat, la majoria de subestacions ja estan absorbint més capacitat.” Com s’interroga el mateix Salas, “la pregunta pertinent és: la nova generació, on ha d’estar connectada, a transport o a distribució, en quins percentatges, quins senyals econòmics hem de donar?” Salas reconeix que, amb una xarxa que es tiba per demandes pic, el gran repte és la flexibilitat, que la norma, la Circular d’Accés i Connexió de la Demanda, podria potenciar amb el contracte de potència flexible, que s’està estudiant. A Salas també el preocupa la saturació que pot tenir lloc quan hi ha noves demandes de connexió, i creu que, tot aprofitant que l’Estat ha obert una finestra de planificació de transport, “caldria ser sensible a inversions en nusos que permetin esponjar la xarxa de distribució, i la Generalitat pot ser important per identificar inversions estratègiques en aquest sentit. Per exemple, a Catalunya hi ha una falta de tensió de 132 kvolts que caldria omplir, i a més té un potencial de cost-benefici”.

Pel que fa a la retribució, el representant de la CNMC ja avança: “La retribució haurà d’anar més a retribuir serveis que no pas actius, i tots els operadors hauran de ser capaços d’orientar inversions cap a serveis, mentre que el regulador haurà de saber donar els senyals adequats en aquest sentit.”