Redes inteligentes en una transición energética real
Los progresos en la digitalización de la red eléctrica de media y baja tensión son vitales para el pleno aprovechamiento de las renovables
Hace tiempo que, sobre todo la alta tensión, al ser tan crítica, se opera desde redes inteligentes y automatizadas; cuanto más aguas arriba se sitúe una instalación, más afección tendrá sobre el mercado”, razona Noemí Alonso, directora del Global Smart Grids Innovation Hub de Iberdrola. En el otro extremo se encuentran los contadores inteligentes, ampliamente implantados (99,7% entre los de Endesa; 11 millones desplegados por i-DE, empresa de distribución eléctrica del grupo Iberdrola). El reto consiste en digitalizar lo que queda en medio: centros de transformación de media a baja y el tramo de baja tensión que termina en la puerta de las viviendas. “El lema de la última reunión de las eléctricas alemanas fue No grids, no transition. Yo añadiría que sin redes inteligentes no habrá transición energética”, tercia Miguel Ángel Sánchez Fornié, director del Máster en Smart Grid de la Universidad Pontificia Comillas.
“El porcentaje de implantación de los contadores es casi el 100%”, resume Mónica Puente, CEO de UFD y presidenta de la plataforma FutuRed. Las distribuidoras suelen adoptar tecnologías PLC (Power Line Communication), que permiten la comunicación entre los centros de transformación y los contadores a través de las líneas de baja tensión, agrega Puente. Todos estos centros de transformación están sensorizados, “entendiendo como tal la capacidad de monitorización remota de los mismos”, y entre el 15% y el 25% están automatizados, según sus datos.
Con su actual cociente intelectual, la red ya es capaz de regular los niveles de tensión según el consumo y de detectar tempranamente las anomalías. “Muchas veces no necesitamos que el cliente nos llame para actuar”, acota Alonso. Pero aún le queda mucho, según observa Sánchez Fornié, y demuestra la enorme inversión que ve necesaria la Comisión Europea, de aquí a 2030, en su plan de digitalización del sistema energético: 170.000 millones de euros. “La media tensión está razonablemente digitalizada, aunque falta, mientras que la gran asignatura pendiente es la baja, que representa el mayor número de kilómetros de la red”, recuerda.
Tecnología clave
Endesa trabaja en un gemelo digital de su red que permite “simulaciones mucho más certeras de lo que ocurre” y favorece “acciones preventivas”. La sensorización, el análisis de datos o la inteligencia artificial (IA) son conceptos claves del discurso. “Nos ayudan en la predicción de alteraciones meteorológicas, cada vez más extremas; a actuar más rápido en caso de interrupción del servicio o a detectar el fraude”, apunta su responsable de operación y mantenimiento de distribución, María del Mar Sáenz de Buruaga. “Los operadores han de conocer en remoto qué pasa para tomar decisiones; para ello, necesitan sensores que midan sin necesidad de mandar a nadie, automatización y transmisión de los datos para su procesamiento”, declara Sánchez Fornié, comparándolo con las telecos: “Cuando te falla el móvil, tu operadora sabe en remoto lo que está pasando; es el salto que han de dar las eléctricas”.
Telemedida y telegestión de los puntos de suministro, intensificación del telecontrol y sensorización de las redes de media y baja tensión, robustecimiento de las infraestructuras para incorporar el incremento de la generación renovable. UFD (distribuidora del Grupo Naturgy) está digitalizando sus subestaciones para mejorar la integración y monitorización de sus activos en tiempo real; usa drones e IA para la inspección de sus líneas aéreas, y sensores, análisis automático de imágenes y gestión predictiva “para lograr una gestión de la vegetación más eficiente y sostenible”. El ingente volumen de datos posibilita una metodología predictiva, que mejora el servicio. “Nuestro tiempo de interrupción equivalente a la potencia instalada (TIEPI) ha sido de 35,4 minutos durante 2022, un 35% mejor que la última media nacional publicada, de 55 minutos en 2021″, destacan fuentes de la eléctrica.
“Debemos avanzar más en la tecnificación, sensorización y digitalización de la red, en especial en la media y baja tensión, para dotar al sistema de la flexibilidad suficiente para integrar cada vez más recursos energéticos distribuidos, el autoconsumo, el almacenamiento y la movilidad eléctrica”, admiten desde UFD. “Vamos hacia tecnología que aporte mayor flexibilidad y dinamismo en las operaciones, y hacia herramientas que nos permitan un despliegue óptimo de puntos de recarga del vehículo eléctrico, según la demanda de conexión”, avanza Alonso. Existen más tipos de demanda que nunca: autoconsumo, renovables, almacenamiento, movilidad eléctrica. Las variables al operar la red de forma óptima se están multiplicando: puntos de generación atomizados, energías de la naturaleza que no proporcionan suministro estable, decisiones del cliente final que pueden modificar la predicción de la demanda… “Sin inteligencia es imposible dar una respuesta”, insiste Sáenz de Buruaga.
Revolución ‘behind the meter’
Es behind the meter, detrás del contador, donde se va a vivir la auténtica revolución digital, en opinión de Sánchez Fornié. Millones de usuarios empoderados, organizados en torno a comunidades energéticas, tomando decisiones. Carlos Pascual, responsable de soluciones de gestión energética en Iberdrola, avanza la llegada de una casa electrificada e inteligente, capaz de una mayor eficiencia sin renunciar al confort. Sus habitantes planificarán el día siguiente —trayectos en coche, hora de duchas, temperatura…— y ya se encargará el entramado de equipos conectados mediante internet de las cosas (IoT), y dotados de inteligencia artificial, de orquestarlo todo y de tomar energía cuando ésta sea más barata o predomine la generación renovable.
“El cliente es cada vez más consciente de la necesidad de eficiencia y de la importancia de la sostenibilidad. Hemos de ayudarle en ese proceso”, precisa Pascual. Primero, con soluciones sencillas, como el asistente smart, que aprovecha la información de los contadores inteligentes para ofrecer recomendaciones sobre consumos, facturas desagregadas por electrodomésticos o avisos sobre un repunte de gasto, síntoma de una posible avería; también acceso a un mapa con los trabajos programados y, en caso de avería, consulta del tiempo estimado de reanudación del servicio. El siguiente paso sería la monitorización, que complementa el contador inteligente y proporciona datos en tiempo real. El tercer salto, el más complicado, consiste en la adopción de soluciones de descarbonización como la aerotermia o el autoconsumo fotovoltaico. Es la punta de lanza, el cliente más sofisticado, el que ha electrificado todos sus consumos, incluida la movilidad.
En este punto, el consumidor puede adoptar un rol activo, de manera que sus decisiones no solo lo beneficien particularmente, sino que contribuyan al sistema. Es la parte más compleja, “pero la más bonita”, en opinión de Pascual. Imaginemos, por aterrizarlo en un ejemplo, que hay un exceso de generación de renovables no previsto: se puede aprovechar cargando el vehículo eléctrico o enfriando o calentando un poco más de lo que estaba planeado.
