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16 may 2018

SMART GRIDS: LA GESTIÓN ENERGÉTICA INTELIGENTE

¿Qué ventajas aportan las smart grids?

El marco energético actual ha cambiado de paradigma en las últimas décadas debido a un exponencial crecimiento de la demanda motivada por el desarrollo y la automatización industrial, el crecimiento del parque de viviendas y la multitud de aparatos y enseres que requieren de energía eléctrica para su funcionamiento.

Smart Grids

Esquema de funcionamiento básico de las Smart Grids. By U.S. Government Accountability Office from Washington, DC, United States. [Public domain], via Wikimedia Commons

El vocabulario del ciudadano medio también ha implementado nuevos términos que hace tan sólo unos pocos años le pasaban desapercibidos. Hoy en día, todos sabemos que nuestros electrodomésticos deben lucir una A con algunos “+” porque ello indicará que hacen un uso correcto de la energía, es decir, tienen una óptima “eficiencia energética”. Conocemos (más o menos) de la existencia del “mercado eléctrico” que es la infraestructura que permite negociar la compraventa de energía aunque no alcancemos a comprender los pormenores de las complejas transacciones que en él se llevan a cabo.

Eficiencia energética.

Categorías de eficiencia energética. Fuente: Pixabay.  

También somos conscientes de que nuestra vivienda funciona como un todo cuando se trata de gestionar la energía ya que su emplazamiento, su estructura, su orientación, los materiales de construcción, las horas de luz directa y de sombra, el tipo de puertas y ventanas…, condicionan cómo de eficiente es nuestro hogar y debe recogerse en un certificado de “calificación energética” que habrá que aportar en caso de plantearnos vender el inmueble. Ahora, un nuevo término empieza a calar y en unos años acabará provocando cambios normativos y nuevas medidas regulatorias que supondrán entender el mercado de la energía de otra manera. Se trata de las smart grids (redes inteligentes).

La gran demanda de energía que realizamos a las compañías generadoras ha obligado a plantear un cambio del modelo de interacción energética desde el sistema clásico donde un grupo de centrales generan electricidad a partir de fuentes de energía renovables (saltos de agua, viento, sol, mareas, biomasa…) o no renovables (nuclear y combustibles fósiles) y se transporta por medio de redes de transporte en alta tensión hasta subestaciones de transformación que interconectan las distintas líneas y realizan el cambio de tensión necesario para distribuir la energía hasta los centros de transformación desde donde se alimentan hogares e industrias.

Modelo clásico de distribución eléctrica frente a las smart grids

Transporte de energía por el modelo clásico. Fuente: Wikipedia.

El nuevo modelo de redes inteligentes participa de esta configuración pero trabajando en tres frentes: propiciando la generación distribuida aprovechando el desarrollo tecnológico que fomenta el uso de fuentes renovables,  potenciando la autonomía en su control y gestionando el uso de los datos instantáneos de la red que permiten configurar perfiles de demanda para prever las fluctuaciones del sistema y así atender con celeridad los cambios en el consumo y las incidencias en el transporte.

El 4 de septiembre de 1882 se inaugura la primera red eléctrica funcional en la Pearl Street de Nueva York, donde 7200 lámparas lucieron con la potencia que una estación de 900 CV diseñada para tal fin por el equipo de Thomas A. Edison fue capaz de proporcionar. Desde entonces, la demanda energética no ha dejado de incrementarse y el sistema ha ido incorporando en la fase de generación diferentes combustibles fósiles que han presentado problemas de carácter económico al padecer los desajustes derivados de las alteraciones en el precio del carbón, el gas y el petróleo así como medioambientales al saturar con CO2  la atmósfera que respiramos. Sólo en España en 2017 (como aporta REE, Red Eléctrica Española) alcanzamos una cifra de emisiones debido a la generación de electricidad de 74,8 millones de toneladas (un 18% más que en el ejercicio anterior) siendo el carbón el responsable del 59,6% de todo el gas de efecto invernadero expulsado a la atmósfera. Si esto, por sí solo, no fuera ya un motivo de suficiente calado como para “poner pie en pared” y pensar seriamente en bordar  alternativas al modelo energético actual vemos que a nivel económico tampoco vamos mucho mejor pues se trata de plantear proyectos estratégicos de crecimiento global a nivel de estados basados en una dependencia absoluta de los países suministradores de hidrocarburos. España importó 65,843 millones de toneladas de petróleo en 2017 según recoge CORES (Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos) siendo México, Nigeria, Arabia Saudí, Noruega, Irán, Kazajistán y Libia nuestros principales proveedores. Como se puede suponer, no todos los países de la lista ofrecen las mismas garantías jurídicas de cara a poder planificar la gestión a varios años vista.

Incorporar a la cesta de generación las energías renovables en un nivel superior de integración y con un marco reestructurado de control y prestaciones es algo que debe abordarse antes pronto que tarde. Los grandes desajustes en las precipitaciones, imprescindibles para la participación de nuestras veteranas centrales hidráulicas en el concurso de la OMIE (operador del mercado ibérico en la franja española) les impide ofertar por falta de abastecimiento y ello  hace necesario la participación de las generadoras gasísticas, de carbón y de fuelóleo (aunque en España ya está sobre la mesa del ejecutivo el proyecto de descarbonización que también respalda la UE para próximas fechas). Esto supone nuevas emisiones a la atmósfera que aportarán su granito de arena al calentamiento global y un sobrecoste del precio final al ser las más caras de la subasta.

Así lo cosa nos encontramos en un escenario donde tenemos insuficientes aportaciones renovables (y ello aun cuando existe la Directiva 2009/28/EC de la Comisión Europea que pretende que la UE alcance un 20% de la producción eléctrica desde energías renovables en 2020) y una red de distribución y un parque de centrales generadoras que con muchos años a la espalda  funcionan al margen de lo que la tecnología actual es capaz de ofrecer.

El uso de las smart grids permite gestionar de forma segura, sostenible y eficiente la electricidad teniendo en cuenta el comportamiento de todas las partes: entidades generadoras, consumidores finales y quienes puedan participar de ambas facetas. Conocer a tiempo real las necesidades del usuario, el estado de la red y el aprovechamiento de cada instalación generadora haciendo uso de las tecnologías de la información y comunicación en un modo bidireccional permite garantizar el suministro, reducir el impacto ambiental y garantizar una competencia real de cara al pool eléctrico y al usuario finalista.

Para las empresas del sector energético el uso de estas redes inteligentes tiene un interés claro pero también asumen un riesgo. Por una parte en esta nueva era de la energía la información recabada del usuario permite a las compañías comercializadoras segmentar adecuadamente la labor comercial adaptando las tarifas al uso real que de la energía se realice. A la contra se destacan la gran inversión que ha de realizarse para poner en marcha este uso inteligente con el añadido del contratiempo que supone la coexistencia de ambas tecnologías temporalmente y  el que no se garantice la inmunidad del beneficio comercial ya que al existir la posibilidad de gestionar con eficiencia la demanda energética no tendría sentido, por ejemplo, mantener el tramo fijo de facturación por potencia contratada o hablar de tarifación por períodos como hoy los entendemos. Además, el abonado, también puede formar parte del proceso de generación si la legislación se lo permite y esto es un tema más político que tecnológico. El mal llamado impuesto al sol o en términos técnicos, el peaje de respaldo, obliga a los autoconsumidores conectados a red con potencia contratada superior a 10 kW a pagar un recargo. El quid de la cuestión en este punto es que se aplica un recargo a quienes pretendan autoabastecerse por medios propios pero, por miedo a lo volátil que puede resultar esta energía no almacenable, sigan conectados a la red de distribución. La causa es que todos pagamos por  dos términos, uno fijo (de potencia) y otro variable (de energía) correspondientes respectivamente a la potencia que hemos reservado por contrato y a la potencia que realmente consumimos. Parece lógico pensar en abonar los costes fijos con el término fijo y dejar el término variable para remunerar el valor de la energía consumida. El problema es que no es suficiente y por ello a la parte variable de nuestro recibo se le quita una porción para cubrir parte de los gastos fijos. Si los autoconsumidores asumen idéntico tramo fijo que el resto de abonados, al no generar rendimiento por consumo harían caer en desequilibrio el reparto de los gastos fijos que asume el tramo variable haciendo que corra de cuenta del resto de usuarios en mayor medida. Aunque sería razonable pensar en incrementar el tramo fijo y rebajar el variable en la factura de todos los abonados para alcanzar una partición alícuota pero en su lugar se ha optado por crear un recargo que se aleja de la linealidad al aplicarse de forma variable en función, no de consumo,  sino de la potencia generada de autoconsumo. Con todo y con eso, los costes de nuestra factura se antojan altos porque también recogen los gastos de toda una ristra de primas de régimen especial, subvenciones al carbón de origen nacional, a las redes de transporte extrapeninsulares y a un nutrido grupo de energías renovables que, si bien, son insuficientes, siguen estando gratificadas.

Pensemos ahora en un centro de comercio que aloje panales fotovoltaicos sobre la superficie cubierta de sus aparcamientos. Este colector solar podría satisfacer en todo o en parte las necesidades del propio comercio reduciendo así la potencia acopiada en la red de transporte e, incluso, generar más de la que necesita pudiendo inyectar el excedente a la red para su uso. Contar con puntos de inyección de energía procedente de fuentes renovables cuando se requiere evita la sobreexplotación de las redes generales de distribución que aumentarían así su vida útil. Es mucho más sencillo satisfacer un exceso de demanda puntual derivando a suministradores locales que agotando el sistema centralizado por mucho que se hagan esfuerzos en el sistema clásico por anticipar las demandas imprevistas. Para conseguirlo es imprescindible conocer instantáneamente la relación que existe entre la demanda y la oferta energética, el grado de aprovechamiento (o agotamiento) de la infraestructura de transporte a nivel local y su integración con redes de bajo y alto tráfico.

Uno de los aspectos clave  por lo que resulta tan interesante el uso de estas smart grids es la actualización a tiempo real de la base de datos que compone el sistema de información geográfica (GIS) donde se comprueba constantemente la relación entre cliente y proveedor por si existieran fallos de suministros. El tiempo de actualización de los datos resulta vital pues un fallo de suministro no solucionado puede provocar que se retrase mucho más el restablecimiento del servicio o que puedan surgir accidentes. Además el parque  de vehículos eléctricos es cada vez mayor y las subidas de precios de los hidrocarburos y los incentivos a su fabricación y adquisición hacen suponer que próximamente se incremente de forma significativa su número. Esto supondrá una fabulosa atomización de los puntos de carga y un auténtico quebradero de cabeza para los responsables de control. En la forma de cuantificar este control también se producen cambios pues frente al sistema de medición automática (AMR) las nuevas redes  hacen posible conectar y desconectar servicios en modo remoto, supervisar el tipo de onda y los valores de los parámetros característicos aumentando la operatividad funcional de la red de transporte  gracias a la infraestructura de medición avanzada (AMI).

A tiempo real se analizan multitud de variables en muchos puntos de control del sistema haciendo uso de las TIC extrayendo información de los puntos de generación, las redes y los puntos de consumo. Aunque podemos encontrar similitudes con el modelo clásico (excepto en la retroalimentación) ahora los puntos de generación no sólo se encuentran en centrales eléctricas sino que es posible implementar toda una red de inyección de energía distribuida por todo el territorio a partir de los excedentes de las fuentes renovables. Tenemos por delante una oportunidad para emplear esta tecnología con los vehículos eléctricos que  podrán satisfacer demandas puntuales de la red cuando no estén en servicio.

El potencial de ahorro también es importante pues el usuario, vía registro web o con sencillas aplicaciones móviles, puede realizar cambios en los tramos de discriminación horaria, cambiar su perfil de consumo, cuantificar su consumo instantáneo o programar avisos y alertas en función de sus necesidades.

El volumen de información que se recopila obliga a un tratamiento matemático de la misma con técnicas de big data y una infraestructura de comunicación fiable  a grandes distancias que no presente problemas de latencia en la asignación de datos. Pensemos que esta tecnología permitirá saber qué electrodoméstico se está usando y en qué tramo horario, recopilará datos sobre nuestros hábitos de vida y consumo y con tanta información cedida  por los usuarios habrán de regularse mecanismos para garantizar la seguridad informática de los datos y el derecho a la privacidad pues, a buen seguro, la información recabada por aparatos y apps resultaría muy lucrativa para fines comerciales.

 

Autor: JAVIER LUQUE  @fdetsocial

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