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Transcripción

Guías técnicas de energía y medio ambiente
22. Las redes eléctricas inteligentes.
Autores
Instituto de Investigación Tecnológica (IIT), pertenceciente a la Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) de la Universidad Pontificia Comillas.
Reservados todos los derechos. Está prohibido, bajo las sanciones penales y el resarcimiento civil previstos en las leyes, reproducir, registrar o transmitir esta publicación,
íntegra o parcialmente, por cualquier sistema de recuperación y por cualquier medio,
sea mecánico, electrónico, magnético, eletroóptico, por fotocopia o por cualquier otro,
sin la autorización por escrito de la Fundación Gas Natural Fenosa.
Edita
Fundación Gas Natural Fenosa
Plaça del Gas, 8
08201 Sabadell (Barcelona)
Teléfono: 93 402 59 00 Fax: 93 745 03 20
www.fundaciongasnaturalfenosa.org
1ª edición, 2011
ISBN: 978-84-614-6173-8
Impreso en España
Índice
prólogo de Pedro-A. Fábregas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.El sistema eléctrico español y sus limitaciones. . . . . . . . . . . . . . . . 1.1. El ciclo de la electricidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.1. Capa física y gestión técnica del sistema eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.2. Gestión económica del sistema eléctrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.1.3. Entorno regulatorio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2. Breve descripción de las actividades del negocio eléctrico. . . . . . . . . . . . . . .
1.2.1. La generación de energía eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.2. La demanda de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.2.3. La red de transporte de energía eléctrica y su operación. . . . . . . . . . . .
1.2.4. Las redes de distribución de energía eléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1.3. Las limitaciones del sistema y las razones del cambio: ¿por qué redes
inteligentes?. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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2.Las redes inteligentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.1. Conceptos y definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.2. Factores del cambio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.3. Tecnologías y componentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.4. Agentes involucrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.5. Beneficios esperados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2.6. Necesidades de regulación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Enlaces de interés. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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3.La generación distribuida y la gestión activa
de la demanda en las redes inteligentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
3.1. La generación distribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.1.1. Motivos de la aparición de generación distribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
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3.1.2. Tecnologías de generación distribuida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1.3. La generación distribuida en España. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1.4. Impacto de la generación distribuida sobre la red
de distribución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.1.5. El papel de la generación distribuida en las redes
de distribución inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2. La participación activa de la demanda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.1. Elementos necesarios para la participación activa de la demanda . . . .
3.2.2. Beneficios de la gestión de la demanda. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.3. Barreras al desarrollo de la gestión de la demanda. . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.4. La gestión de la demanda en España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3.2.5. La gestión activa de la demanda y las redes inteligentes. . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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4.La electrificación del transporte y su impacto
en las redes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91
4.1. Los coches eléctricos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.2. Prospectiva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.3. Impacto en las redes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.4. Carga de las baterías y modos de control. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.5. Agentes involucrados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4.6. F
ases de integración del vehículo eléctrico y modelos de negocio. . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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5.La operación del sistema y la integración
de las renovables. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
5.1. Hacia un modelo energético más sostenible. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.2. Impacto de generación eléctrica con fuentes renovables. . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3. Hacia una operación más flexible con redes inteligentes. . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3.1. Nuevos equipos para las redes inteligentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3.2. Nuevos requisitos técnicos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3.3. Herramientas de predicción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3.4. Visibilidad y capacidad de control. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5.3.5. Flexibilidad en la operación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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6.Las redes de distribución inteligentes y la calidad
del servicio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.1. Arquitectura de las redes de distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.2. La operación de las redes de distribución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.3. La calidad del servicio y su medición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.4. Las redes de distribución inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
6.4.1. Nuevos agentes, arquitecturas y elementos de red. . . . . . . . . . . . . . . . .
6.4.2. Operación de las redes de distribución inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . .
6.5. La calidad del servicio y las redes de distribución inteligentes. . . . . . . . . . . .
Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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7.Aspectos económicos y regulatorios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161
7.1. Implicaciones económicas de las redes inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.2. Estudios de costes y beneficios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3. Aspectos regulatorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.1. Regulación de los distribuidores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.2. Regulación del acceso y conexión de los generadores distribuidos . . .
7.3.3. Regulación de la conexión y gestión de carga de los vehículos
eléctricos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.4. Implantación progresiva de los medidores inteligentes. . . . . . . . . . . . .
7.3.5. Promoción de la respuesta de la demanda a señales de precio . . . . . .
7.3.6. Regulación para la integración de renovables en la operación
del sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7.3.7. Estándares y normativas para comunicaciones e integración
de arquitecturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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8.El camino hacia las redes inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183
8.1. Pasos hacia la implantación de las redes inteligentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.2. La necesidad de proyectos de demostración a gran escala . . . . . . . . . . . . . .
8.3. Proyectos de demostración en marcha . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3.1. Experiencias en EE.UU.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3.2. Experiencias en Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8.3.3. Experiencias en España . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
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Glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209
Prólogo
Cuando la electricidad empezó a aparecer en las ciudades, a finales del siglo xix, su producción se realizaba con pequeñas centrales, aún denominadas fábricas, donde se producía la
electricidad para un barrio o una fábrica individual, a partir de carbón o de motores de gas.
Con el tiempo, el aumento de requerimientos y el avance de la tecnología permitieron resolver primero el problema del transporte de la energía, es decir, conseguir transportar la electricidad a larga distancia sin unas pérdidas muy relevantes, con líneas de hasta 135.000 voltios en la década de 1910, y posteriormente iniciar el desarrollo de centrales hidráulicas que
con la visión de aquellos momentos permitían una capacidad de producción prácticamente
ilimitada, a un coste reducido, acercando la energía desde las montañas a las ciudades, aprovechando las grandes economías de escala que se conseguían por la magnitud de las instalaciones.
Con el tiempo los saltos de agua alcanzaron sus límites y las grandes necesidades de energía
eléctrica que se fueron generando se fueron cubriendo con centrales térmicas: convencionales o nucleares, y más modernamente con centrales de ciclo combinado. En cualquier caso
grandes instalaciones donde se conseguía optimizar la inversión, el coste del combustible, o
los gastos de operación y mantenimiento, tanto por las sinergias conseguidas con grandes
instalaciones, y la facilidad de su ubicación, como por las mejoras tecnológicas en los sistemas de transporte.
Las redes de distribución acercaban la electricidad al cliente que tenía a su disposición permanentemente la posibilidad de consumir energía de acuerdo con sus necesidades o requerimientos.
Pero este modelo estable durante bastantes años, ha ido evolucionando primero con la aparición de la cogeneración, es decir, la generación de electricidad y calor por el cliente final o
cerca del cliente final de una forma distribuida. Posteriormente con la aparición y la difusión
de energías renovables del tipo de la eólica o la solar, que generan electricidad sobre el territorio en muchos casos alejadas del consumidor final, y a la vez con funcionamiento intermitente por su propia configuración.
–7–
En definitiva, han empezado a aparecer puntos de generación distribuida que no es que tan
solo reduzcan la demanda a la red, sino que deben ser administrados desde la red, y además,
puntos en la red que puede ser que demanden o aporten energía ciertamente de forma intermitente, en un vector energético, la electricidad, que es muy difícil de almacenar, pero que
necesita un equilibrio instantáneo y permanente de oferta y demanda, sobre un sistema
de una dimensión tal que configura una de las máquinas de mayor dimensión jamás construidas.
Por otra parte, la progresiva tendencia a la introducción del vehículo eléctrico abre un nuevo horizonte de complejidad al sistema, puesto que en el momento que exista gran cantidad
de vehículos eléctricos, si todos ellos deciden conectarse simultáneamente a la red buscando
la recarga de sus baterías, pueden producir un grave problema difícil de administrar. Sin
embargo, si se consigue una recarga programada puede ser un interesante elemento de compensar puntas y valles en la curva de demanda. Y si adicionalmente, el sistema pudiese decidir en qué momento se realiza la carga de las baterías, y además, también puede decidir y
es factible tecnológicamente, aprovechar puntualmente la energía acumulada en las baterías, evidentemente la flexibilidad del sistema puede aumentar de forma claramente interesante.
La complejidad del sistema evidentemente también aumenta si pensamos en transferir el
modelo de cliente de las telecomunicaciones al cliente de electricidad, es decir, que cada
cliente pueda decidir si produce o consume energía, o si limita su consumo en según qué
momentos en función de estímulos regulatorios o de tarifa, o los aparatos domésticos
como lavadoras, frigoríficos, calefacciones o vehículos eléctricos, progresivamente inteligentes puedan adaptarse ellos solos a la optimización económica del uso de la electricidad.
Por tanto, debe avanzarse en la concepción y diseño de una evolución del sistema eléctrico
que permita administrar una generación descentralizada, con aportaciones de demanda u
oferta al sistema desde el consumidor final, mejorando a la vez la curva de carga diaria y estacional del sistema, mejorando la eficiencia energética global y, por ende, el impacto en el
medio ambiente, y a la vez avanzando claramente en la calidad del servicio eléctrico ofrecida
al consumidor final.
Para todo esto han de servir las redes eléctricas inteligentes, pero ¿cómo podemos avanzar
en esta dirección? La respuesta conceptualmente es sencilla, aplicando en profundidad y de
–8–
forma masiva, elementos de la tecnología de la información y las comunicaciones, las conocidas como TIC’s, a las redes eléctricas, existentes y nuevas.
Sin embargo, no es tan sencillo; hacen falta avances en ámbitos estrictamente tecnológicos,
pero también en los contextos regulatorios, definiendo cómo deben relacionarse todos los
agentes del sistema y, evidentemente, deben resolverse las problemáticas necesarias desde la
perspectiva económica o financiera, cómo subvenir a las importantes inversiones necesarias,
con qué equilibrios y con qué reparto de riesgos. Y como último, pero no menos importante, debe verse cómo se consigue involucrar al ciudadano en este nuevo horizonte de calidad
y posibilidades de nuevos servicios y dinámicas.
Para el futuro quedan, supuestos ya resueltos todos los elementos enunciados, la configuración de las ciudades inteligentes que deberían aprovecharse de muchas de las creaciones desarrolladas para las redes inteligentes en un próximo futuro.
En un sector energético en transición los elementos enunciados son de gran importancia, son
los caminos del futuro, pero no debe olvidarse que en estos momentos (2010) España, dispone de 105 GW de potencia instalada, mientras la demanda anual de energía es de 276.000
GWh, es decir, tiene una utilización media anual del 30%, y en hora punta la demanda asciende a 44 GWh con una utilización del 42%. En definitiva, tiene un exceso de potencia
instalada y por otra parte en los últimos años ha generado un déficit de tarifa que supera los
25.000 millones de euros.
Por tanto, debe arbitrarse una dinámica equilibrada que permita integrar las nuevas posibilidades tecnológicas de gestión eficaz de elementos descentralizados con funcionamientos
bidireccionales, pero atendiendo a los costes y a la utilización de las instalaciones para que el
nuevo proceso de deseconomías de escala económicas no alteren los equilibrios necesarios
de futuro.
Para el desarrollo de este trabajo hemos tenido la suerte de disponer de reconocidos expertos
en la materia del Instituto de Investigación Tecnológica de la Escuela Técnica Superior de
Ingeniería (ICAI) de la Universidad Pontificia Comillas, como son Tomás Gómez San Román, Pablo Frías Marín y Rafael Cossent Arín. Realmente ha sido un placer trabajar con
ellos, tanto por sus evidentes conocimientos científicos como por sus indudables calidades
humanas, consiguiendo un resultado de un gran nivel, y una evolución del trabajo de investigación claramente armónico con los programas establecidos.
–9–
Esperamos que la publicación de este libro estimule el conocimiento y la observación de qué
son y qué pueden aportar las redes eléctricas inteligentes a los requerimientos de futuro del
mundo en los inicios del siglo XXI, permitiendo avanzar en el nivel de desarrollo y competitividad en un contexto cada vez más global.
Pedro-A. Fábregas
Director General
Fundación Gas Natural Fenosa
–10–
1
El sistema eléctrico español
y sus limitaciones
«In stores and business places throughout the lower quarter of the city there was a strange
glow last night. The dim flicker of gas, often subdued and debilitated by grim and uncleanly
globes, was supplanted by a steady glare, bright and mellow, which illuminated interiors and
shone through windows fixed and unwavering», New York Herald, 5 de septiembre de 1882
La energía eléctrica forma parte básica de la actividad humana, desde sus albores a finales
del siglo xix. La gestión técnica y económica de la energía eléctrica requiere un sistema
muy complejo, dado que la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades,
por lo que tiene que existir un balance instantáneo entre generación y demanda de electricidad.
1.1. El ciclo de la electricidad
La electricidad que llega a los enchufes de nuestras casas y que nos permite encender las luces
o el aire acondicionado es el resultado final de uno de los sistemas complejos más grandes
diseñado por el hombre. El camino de la electricidad comienza en las centrales de generación, donde se convierten las energías primarias, que pueden ser puramente renovables o
basadas en combustibles fósiles o nuclear, en electricidad (Figura 1.1). La mayoría de las
fuentes de energía primaria fósiles necesitan ser transportadas desde su lugar de extracción
hasta las centrales de transformación en energía eléctrica, mientras que las fuentes puramente renovables suelen ser típicamente recursos directos, como el sol o el viento. Una vez ge–11–
Energías
primarias
Energías
intermedias
Solar
Electricidad
Transporte
de energías
intermedias
Transporte
materias
primeras
Consumo
final
Distribución
de electricidad
Parque solar
Eólica
Uso
Calor
Residencial
Parque eólico
Hidráulica
Electricidad
Agua
Frío
Central
hidroeléctrica
Biomasa
Uranio
Biomasa
Central biomasa
Uranio
Combustibles
Servicios
Central
nuclear
Industria
Luz
Servicio
Petróleo
Petróleo
Gas natural
Carbón
Agua caliente
Gas natural
licuado
Carbón
Central de
ciclo combinado
de gas natural
Renovables
Solar
Eólica
Hidráulica
Biomasa
Plantas de
gasificación
GNL
Central térmica/fuel
Agotables
Uranio
Petróleo
Gas natural
Carbón
Transporte
de personas
y mercancías
Movimiento
de objetos
Figura 1.1. El sistema eléctrico.
Fuente: elaboración propia y Ruiz, V. 2009.
nerada la energía eléctrica, ésta es transportada a los grandes centros de consumo, que suelen
estar a cientos de kilómetros de las centrales de generación, a través de autopistas eléctricas,
las cuales configuran la denominada red de transporte de energía eléctrica. El uso final de la
electricidad tiene lugar a nivel doméstico, en los comercios, en la industria y, en un futuro
también, en el transporte con vehículos eléctricos. Para poder llegar a estos millones de consumidores finales de electricidad, que están repartidos por toda la geografía de un país, se
usan redes muy ramificadas denominadas redes de distribución eléctrica. Estas redes son de
menor capacidad, y se conectan a la red de transporte mediante estaciones de conversión
eléctrica intermedias, denominadas subestaciones y centros de transformación.
El funcionamiento del sistema eléctrico tiene una mayor complejidad que el mero funcionamiento físico, que dividiremos en cuatro niveles: nivel físico, gestión técnica, gestión económica y marco regulatorio (Figura 1.2).
–12–
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones
MITyC
CNE
Centro de control
Transportista
Distribuidor
Generación
Red de transporte
Red de distribución
OMIE
Consumo
Comercializador
Figura 1.2. Organización esquemática del sistema eléctrico español: regulación, gestión técnica
i gestión económica.
Fuente: elaboración propia.
• Nivel físico, por el cual la energía primaria se convierte en electricidad y llega a los consumidores a través de las redes eléctricas, tal como se ha presentado en la figura 1.1.
• Gestión técnica, encargada de garantizar el correcto funcionamiento del nivel físico, que
permite ajustar en tiempo real el balance entre generación y demanda eléctricas. Esta gestión la realizan los operadores de las redes eléctricas; en España es REE el gestor de la red
de transporte y las distintas empresas de distribución eléctrica.
• La gestión económica aborda la compra-venta de energía eléctrica, que incluye los mercados mayorista y minorista de electricidad, las liquidaciones y las tarifas.
• Marco regulatorio en el que se definen las reglas por las que se rigen tanto la gestión técnica como económica del sistema eléctrico. La regulación en España la realiza el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC), mientras que la Comisión Nacional de
Energía (CNE) supervisa el funcionamiento del sector.
Para poder entender cómo los cuatro niveles anteriores se integran dentro del entorno español
(Figura 1.2) es necesario remontarnos a 1995. Ese año fue promulgada la Ley de Ordenación
del Sector Eléctrico (LOSEN) que pretendía introducir competencia en la generación eléctrica.
Con esta acción, promovida también desde la Unión Europea, se pretendía una gestión más
–13–
eficiente de las empresas del sector y que los precios de la electricidad reflejasen de forma más
adecuada los costes de suministro. Es a partir de 1998, con la entrada en vigor de la Ley 54/1997
del Sector Eléctrico, cuando se produce la denominada liberalización del sector eléctrico y la
separación de las actividades dentro del negocio eléctrico en aquellas que se pueden realizar en
competencia y actividades reguladas. Las actividades de generación y venta al cliente final (comercialización de la energía) se pueden realizar en libre competencia. Por su parte, las redes
eléctricas son un monopolio natural1 y por tanto reguladas, e incluyen el transporte y la distribución de la electricidad y la gestión técnica del sistema eléctrico. Para que la liberalización del
sector eléctrico pueda llevarse a cabo con éxito, es necesario garantizar el libre acceso a las redes eléctricas de todos sus participantes (generadores, consumidores y comercializadores). Finalmente, para evitar posibles subsidios cruzados2 entre empresas que incluyen distintas actividades del negocio eléctrico, es obligatoria la separación jurídica, contable y funcional de las
empresas eléctricas que intervengan tanto en negocios liberalizados como regulados. En los
siguientes apartados se pasa a describir en detalle cada uno de estos niveles.
1.1.1. Capa física y gestión técnica del sistema eléctrico
El principal reto de la gestión técnica de un sistema eléctrico es garantizar en todo momento
que lo que se genera es igual a la demanda eléctrica, es decir, cuando encendemos el microondas hay una central eléctrica a cientos de kilómetros que automáticamente quema un poco
más de combustible. Esta limitación surge ya que a día de hoy no se ha conseguido almacenar
la energía eléctrica a gran escala, aunque sí se ha logrado en pequeñas cantidades (las tradicionales baterías o los sistemas más novedosos como las pilas de combustible y los almacenadores cinéticos). Los grandes recursos actuales de almacenamiento son las centrales hidráulicas
de bombeo –suben el agua de un embalse inferior a uno superior– y de menor capacidad el
almacenamiento térmico como sales fundidas que se utilizan en centrales solares de concentración (Ruiz, V. 2009). Para conseguir el equilibrio entre generación y demanda eléctrica, en
tiempo real y de forma automática, existe un sofisticado sistema de control que a nivel nacional es responsabilidad del operador del sistema eléctrico, REE.
1. Es una situación donde una única empresa puede realizar una actividad productiva con un coste menor que si
existiesen varias empresas compitiendo.
2. Situación en la que una empresa modifica sus precios para que los ingresos obtenidos en un servicio (por
ejemplo generación) le permitan financiar las pérdidas que tiene en otros (por ejemplo comercialización).
–14–
Otra dificultad inherente al uso de la energía eléctrica es que ésta se distribuye por las redes
eléctricas atendiendo a determinadas leyes físicas, la ley de Ohm y las leyes de Kirchhoff. De
forma simplificada, la ley de Ohm indica que la energía se mueve por las redes eléctricas que
ofrecen menor resistencia a su paso, mientras que las leyes de Kirchhoff establecen que en un
punto o nudo donde se conectan varias redes eléctricas (subestaciones) la energía que entra
es igual a la que sale del nudo. Por tanto, en la práctica no es posible orientar los flujos de
potencia por las redes eléctricas a voluntad del operador de red, lo que requiere una vigilancia permanente de las redes eléctricas para evitar sobrepasar la capacidad de las líneas. En
ocasiones esto implica que, al transportar energía de una zona a otra, puede que un único
tramo de la gran red eléctrica limite la energía que se puede transportar.
La electricidad que llega a nuestras casas es el resultado de la interacción y movimiento de las
cargas eléctricas, cuya energía se manifiesta en fenómenos térmicos y luminosos (horno o
bombilla) o mecánicos (movimiento del ascensor). Ésta se caracteriza por varios parámetros
fundamentales que son la frecuencia, la tensión, la intensidad, la potencia y la energía (ver
definiciones en la tabla 1.1). La electricidad que fluye por los sistemas eléctricos se caracteriza porque tanto la tensión como la corriente que consumimos son alternas. Es decir, si
pudiésemos observar cómo varía la tensión en tiempo real, ésta tendría un régimen periódico
alterno y con forma de un seno matemático. En Europa la frecuencia de la electricidad es
50 Hz, y la tensión depende del tipo de red eléctrica, siendo para consumos domésticos de
Frecuencia
Hercio (Hz)
El número de veces que la onda de
tensión se repite en el tiempo
50 Hz en Europa y 60 Hz en
Estados Unidos y Canadá
Tensión
Voltio (V)
Es la fuerza necesaria para mover una
carga eléctrica entre dos puntos.
230 V a nivel doméstico, entre 10
y 132 kV en distribución eléctrica
y 220 kV y 400 kV en transporte.
Intensidad
Amperio (A)
Es la cantidad de cargas eléctricas que
circulan por un conductor en un
tiempo.
Una bombilla de uso doméstico
consume menos de 1 A, y una
central nuclear genera hasta
30.000 A.
Potencia
Vatio (W)
Es la energía generada o consumida
por unidad de tiempo
Una bombilla consume menos de
100 W, y una central nuclear genera
hasta 1.000 MW.
Energía
Vatio-hora (Wh)
Capacidad para realizar un trabajo
260 TWh es el consumo de energía
en España en 2010
Tabla 1.1. Unidades eléctricas fundamentales.
–15–
230 voltios, 10 kV3 para una planta de generación y hasta 400 kV para el transporte de energía
eléctrica. La unidad de la energía utilizada en el sector eléctrico es el vatio-hora (Wh). La energía o el trabajo en una unidad de tiempo se define como la potencia, cuya unidad es el vatio
(1 MW equivale a un millón de vatios).
La operación de los sistemas eléctricos requiere que los valores de frecuencia y tensión se
mantengan permanentemente en valores muy próximos a sus valores de diseño, por ejemplo
230 V y 50 Hz en un hogar. En tiempo real, estos valores se ven sometidos a fluctuaciones,
dado que la potencia consumida por los hogares y la industria está constantemente variando,
al igual que lo hace por ejemplo la generación eólica o la solar. Además, también pueden
darse fallos inesperados en centrales de generación, desconexión intempestiva de demanda
o apertura de líneas eléctricas que hagan cambiar los caminos por los que se mueven los flujos de energía.
Para conseguir mantener la frecuencia y las tensiones en sus valores de diseño, y así garantizar que el sistema pueda funcionar correctamente, los sistemas eléctricos disponen de dos
herramientas de control fundamentales: el control frecuencia-potencia y el control de tensiones. El control frecuencia-potencia, en la actualidad, es responsabilidad del operador del
sistema eléctrico, quien ajusta la frecuencia del sistema eléctrico modificando en tiempo real
la potencia de determinadas unidades de generación. Cuanto más rápida sea la respuesta de
las centrales, mayor será la calidad del suministro eléctrico. Este control se puede asemejar a
una balanza con generación y demanda en cada uno de sus platos; el equilibrio marca la frecuencia de diseño 50 Hz, y es responsabilidad del operador del sistema el conseguir mantener este valor para cualquier descompensación (Figura 1.3).
El control de las tensiones de la red eléctrica (por ejemplo dentro de un rango de ±7% a
nivel doméstico) se consigue con equipos específicos distribuidos a lo largo de toda la red
eléctrica. El control de tensión se podría asemejar a una cuerda de tender la ropa entre dos
apoyos, que sin carga ni generación se encuentra totalmente horizontal (Figura 1.4). Aumentar el consumo eléctrico equivale a colgar una prenda, que cuanto mayor sea el consumo más va a tirar de la cuerda, y así bajar la tensión. El efecto de la generación y de otros
equipos (transformadores y condensadores) es el de soportar la cuerda, como lo haría introducir un apoyo para levantar la cuerda.
3. Kilo: 1 k = 1.000; Mega: 1 M = 1.000 k; Giga: 1 G = 1.000 M; Tera: 1 T = 1.000 G.
–16–
51 Hz 50 Hz
49 Hz
Figura 1.3. Control frecuencia-potencia.
1.1.2. Gestión económica del sistema eléctrico
La factura eléctrica de un consumidor incluye el precio de la energía eléctrica, la denominada
tarifa de acceso, y además un cargo asociado a la gestión del comercializador (Figura 1.5). La
tarifa de acceso incluye todos los costes asociados a la actividad eléctrica (transporte, distribución, primas a la generación renovable, etc.), y está fijado por el regulador cada año. El
precio de la energía considera cuánto se ha pagado por la energía a los generadores, la cual se
Tensión inicial
Rango
admisible
Consumo
10 MW
Tensión
en carga
Generador
Consumo
70 MW
Figura 1.4. Control de tensiones.
–17–
Precio de la energía eléctrica
Coste de la red de transporte
Coste de la red de distribución
Coste de la lectura y facturación
Coste de diversificación y seguridad del abastecimiento
Tarifa de acceso
a la red
Costes permanentes: Pagos a
– gestores del sistema eléctrico
– Operador de mercado
– Comisión Nacional de Energía
Primas al Regimen Especial
– Energías renovables
– Cogeneración
Cobertura de posibles desajustes de ingresos
de las actividades reguladas
Gestión del Comercializador
Figura 1.5. Principales componentes del coste en la factura eléctrica.
puede adquirir a través del mercado o a través de un comercializador, y en cualquier caso su
precio es de libre negociación. Por último, hay que sufragar los costes de gestión del cliente
por parte del comercializador.
El mercado de electricidad en España se organiza a través de una secuencia de sesiones de mercados en los que los generadores y la demanda acuerdan las cantidades y los precios de la
energía a generar-consumir para un determinado día D donde se hará entrega física de la energía. A este mercado se denomina mercado mayorista, que en orden temporal incluye los mercados a plazo (antes del día D-1), mercados diarios y mercados de operación (el día D-1) y
mercados intradiarios (el mismo día D). Los mercados a plazo permiten establecer contratos
entre generadores y consumidores por un período superior a un día, y se pueden cerrar desde
–18–
Intervalo de tiempo de ejecución de cada proceso
Horizonte de tiempo que abarca la programación
Día D-1
Día D
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Operador del mercado (OMIE)
Mercado diario
Intradiario 1
Intradiario 2
Intradiario 3
Intradiario 4
Intradiario 5
Intradiario 6
Figura 1.6. Secuencia de los mercados eléctricos y horizontes.
Fuente: Red Eléctrica.
días hasta años antes de la entrega física de la energía. Este tipo de mercados permiten tanto a
generadores como a consumidores cubrir su riesgo, ya que el precio de la energía se fija con
mucha antelación.
El mercado diario se celebra el día anterior a la entrega física (D-1), y en él se negocia la compraventa de energía para cada una de las 24 horas del día D. Su gestión es responsabilidad del operador del mercado (OMIE), quien garantiza la legalidad y transparencia del mismo. Para cada
hora, OMIE recibe las ofertas de venta de energía en cantidad MW y precio €/MWh, que se
ordenan de forma creciente en función del precio, dando lugar a la curva de oferta; de igual
forma recibe las ofertas de compra de energía y las ordena de forma decreciente; por último,
cruza ambas curvas de oferta y demanda, y el resultado es para cada hora un precio de mercado
(€/MWh) y un volumen de energía (MW). Conforme al diseño del mercado, todas las unidades
que hayan realizado una oferta por debajo del precio de mercado recibirán este precio y estarán
obligadas a producir. Una vez se ha cerrado el mercado diario, y durante las 24 horas siguientes,
existen 6 mercados intra-diarios en los que los generadores-demandas pueden cambiar sus compromisos de compra-venta de energía (Figura 1.6). Estos mercados también los gestiona OMIE
y su funcionamiento es similar al del mercado diario. El precio del mercado diario promedio
anual en España ha vriado desde 64 €/MWh en 2008 hasta 37 €/MWh en 2010.
Además, durante el día D existen otros mercados que funcionan como herramientas para
garantizar la seguridad del sistema y el equilibrio entre generación y demanda. Entre estos
–19–
mercados se encuentran la gestión de restricciones, y los mercados de reserva secundaria y
terciaria y los desvios, que son gestionados por el operador del sistema (Red Eléctrica).
Para el consumidor eléctrico existe otra forma de adquirir la energía que no es el mercado, y
es a través de las comercializadoras. Éstas son empresas que compran la energía en el mercado diario o a plazo y la suministran a sus consumidores finales. Este mercado se realiza en
competencia entre las distintas empresas comercializadoras y se denomina mercado minorista. Dentro de las comercializadoras se encuentran las denominadas «comercializadoras de
último recurso» que son designadas por el Gobierno y suministran a sus clientes la tarifa de
último recurso (TUR). Esta tarifa permite a los clientes de potencia contratada menor de
10 kW el suministro eléctrico a un precio regulado por el Gobierno. La TUR se calcula teniendo en cuenta el coste de comprar la energía en el mercado diario, más la tarifa de acceso
correspondiente junto con un coste estimado de gestión comercial del comercializador.
Independientemente de la forma de contratación, que se realice para que la energía llegue a
los consumidores finales se hace uso de la infraestructura eléctrica y de otros servicios necesarios para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico. Para sufragar estos costes el
consumidor tiene que pagar la «tarifa de acceso a red», que incluye las siguientes partidas
(Figura 1.7): el coste de las redes de transporte y distribución, los costes de lectura y facturación de la energía, costes de diversificación y seguridad del abastecimiento (incluye la
moratoria nuclear entre otros), los costes permanentes (pagos a los gestores del sistema eléctrico, el operador del mercado y la Comisión Nacional de Energía y las primas al régimen
especial), y por último una partida que permite cubrir el posible desajuste de ingresos de las
actividades reguladas. Las tarifas de acceso las recaudan los comercializadores y se las entregan a la CNE, quien a su vez las reparte entre todos aquellos agentes con derecho a cobrarlas. A este proceso se denomina liquidación de los ingresos.
Las tarifas de acceso las calcula la CNE y aprueba el MITyC y son únicas para todo el territorio español. Existen diferentes tarifas en función de la potencia contratada, la tensión de la
red eléctrica del consumidor y los períodos de consumo (punta, llano y valle). Dado que
éstas están calculadas antes de conocer los costes reales, puede darse la situación en la que la
recaudación de tarifas sea inferior al coste real de acceso, por lo que se producirá el denominado «déficit de tarifa». La partida de más peso en los costes de acceso (figura 1.6) es la prima
al régimen especial, que son los incentivos para el fomento de la generación renovable y eficiente. El monto total de estos incentivos se distribuyeron entre la generación solar fotovoltaica (45%), la generación eólica (30%), la cogeneración (20%) y el resto de tecnologías
–20–
Costes permanentes 1.219
Desajustes ingresos años anteriores 1.430
Otros costes 95
Prima al régimen especial 7.067
Transporte 1.318
Distribución y gestión comercial 4.763
Sistema de interrumpibilidad en mercado 402 Plan de ahorro 287
Figura 1.7. Escandallo de costes de acceso 2010, en millones de euros.
Fuente: CNE, 2010.
minihidráulica, solar térmica, biomasa y residuos (5%). Durante el año 2010 los ingresos de
la tarifa de acceso ascendieron a 11.716 millones de euros, mientras que los costes fueron de
16.580 millones de euros, por lo que se produjo un déficit de 4.864 millones de euros.
1.1.3. Entorno regulatorio
Hay dos instituciones encargadas de establecer las reglas por las que se rige la gestión del
sistema eléctrico en España, que son el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y la
Comisión Nacional de Energía (CNE). Entre otras funciones, corresponde al Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio la propuesta y ejecución de la política del Gobierno en materia de desarrollo industrial y la política energética. Ésta la lleva a cabo a través de la Secretaría de Estado de Energía. Dentro de los objetivos más importantes de la Secretaría está la
planificación energética, basada en un modelo de generación y distribución de energía acorde con los principios de seguridad de suministro, eficiencia económica y sostenibilidad ambiental.
Por su parte, la CNE es el organismo regulador de los sistemas energéticos en España, entre
ellos el mercado eléctrico, velando por la competencia efectiva en dicho mercado y por la
objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los agentes que
participan y de los consumidores. La CNE tiene capacidad normativa (puede dictar circula–21–
res de desarrollo y ejecución de las normas contenidas en reales decretos), elabora proyectos
de disposiciones generales que afectan a los mercados energéticos, como la determinación de
las tarifas y la retribución de las actividades energéticas, y participa en la planificación energética. También se comporta como un órgano consultivo de la Administración General del
Estado y de las diferentes Comunidades Autónomas, a la vez que participa en la resolución
de conflictos entre los agentes que intervienen en el negocio energético. La CNE es la encargada de liquidar parte de los costes del sector eléctrico, de velar por la defensa de la competencia y de actuar como inspector para verificar el cumplimiento en todas las instalaciones de
los requisitos exigidos por la normativa.
1.2. B
reve descripción de las actividades del negocio
eléctrico
A continuación se describen sucintamente los aspectos más relevantes desde el punto de
vista técnico, económico y regulatorio de las distintas actividades eléctricas: generación, demanda, transporte y distribución de energía eléctrica. Esta división coincide con las actividades de las distintas empresas que participan en el negocio eléctrico. Por ejemplo, el grupo ELECTRO podría estar formado por las distintas empresas ELECTRO Generación,
ELECTRO Comercializadora y ELECTRO Distribución; por su parte, el transporte de
energía en España sólo lo puede realizar la empresa REE, si bien las empresas de distribución
pueden poseer redes de 220 kV cuando éstas desempeñen funciones de distribución.
1.2.1. La generación de energía eléctrica
Para atender la demanda en un sistema eléctrico se requiere el uso de centrales de generación
eléctrica. Existen distintas tecnologías de generación en función de los recursos energéticos
disponibles, como generación hidráulica, térmica (carbón, nuclear, gas o biomasa), eólica,
solar (fotovoltaica o térmica de concentración) o maremotriz. El proceso tradicional para
obtener energía eléctrica de las distintas fuentes consiste en hacer girar la turbina (rueda que
cuenta con varias palas) acoplada a un generador eléctrico, con la fuerza del viento, del agua,
con vapor de agua a presión o gas. Por su parte, la generación solar fotovoltaica convierte la
–22–
Tecnología
Nuclear
Hidráulica
Costes de inversión/
generación
Flexibilidad de operación
Ecopuntos de impacto
medioambiental
Alto/Bajo
Muy baja
672
Alto/Muy bajo
Muy alta
5
Carbón
Medio/Medio
Baja
1.356-1.735
Ciclo combinado
Medio/Medio
Alta
267
Medio/Alto
Muy alta
>267
Turbina de gas
Fuel
Medio/Alto
Baja
1.398
Eólica
Alto/Muy bajo
Baja
65
Solar
Medio/Muy bajo
Baja
461
Tabla 1.2. Características de las distintas tecnologías de generación eléctrica.
Fuente: elaboración propia e IDAE, 2000.
radiación solar en energía eléctrica.
Cada tecnología de generación tiene unos costes de instalación de la planta y de operación de la
misma, aporta una cierta flexibilidad a la operación del sistema y tiene un mayor o menor impacto ambiental, como se muestra en la tabla 1.24. Una explotación óptima que considere los
costes, la garantía de suministro y el impacto medioambiental da como resultado un mix tecnológico de generación equilibrado, donde cada una de las tecnologías aporta sus ventajas. Un
sistema eléctrico basado únicamente en generación renovable requeriría un sistema de respaldo
para los períodos donde no sopla el viento o de sequía, que típicamente es complementado con
la generación con centrales de gas; por otro lado, un sistema eléctrico con generación únicamente térmica es muy dependiente de las importaciones de combustible y además es contaminante.
El régimen de operación típico de las centrales eléctricas (ver Figura 1.8) es que aquellas centrales
cuyos costes variables (costes de combustible, operación y mantenimiento) son bajos son las más
adecuadas para funcionar el mayor número de horas al año, como por ejemplo la generación nuclear o las centrales de carbón. A esta generación base hay que añadir la generación renovable, la
cual por lo general no puede regular su producción, típicamente la generación solar en horas de
mayor demanda y generación eólica con una producción incluso más aleatoria. Para poder suministrar el resto de la demanda se requiere tecnologías con gran flexibilidad de operación que se
puedan adaptar en tiempo real a las variaciones de la demanda, lo que se consigue con la generación
4. El impacto medioambiental se ha valorado usando «ecopuntos», que evalúa la contribución de los diversos
compuestos contaminantes a un conjunto de impactos medioambientales, entre ellos el efecto invernadero o el
agotamiento de los recursos energéticos (IDAE, 2000) de las centrales que usan dicha tecnología.
–23–
Demanda eléctrica
Demanda punta (solar/gas natural)
Demanda intermedia
(hidráulica/gas natural/eólica)
Demanda base (nuclear/carbón)
Tiempo
Figura 1.8. Distribución típica de las tecnologías para cubrir la demanda en un día.
hidráulica y la basada en gas natural (ciclo combinado y turbinas de gas). En la última década las
centrales de gas natural han ido reemplazando a las centrales más antiguas de carbón y fuel, ya que
la flexibilidad de éstas y su menor impacto medioambiental permiten adaptarse a un futuro energético con más generación renovable.
En España, la potencia instalada y cómo ésta cubre la demanda está bastante diversificada,
siendo las principales fuentes de electricidad la generación hidráulica, nuclear, el ciclo
combinado, y eólica (Figura 1.9). La potencia total instalada en España es de 105 GW, incluyendo la península y los sistemas extra-peninsulares, mientras que la demanda anual de
energía es de 276 TWh. En el mercado de generación se han definido dos regímenes económicos diferentes: régimen ordinario que incluye todas las unidades de generación con
potencia instalada superior a 50 MW, y régimen especial (R.E.) que incluye centrales de
potencia inferior a 50 MW, que incluye generación renovable y cogeneración. Las centrales hidráulicas en España se localizan principalmente en los ríos Duero, Tajo y en Galicia,
mientras que las centrales térmicas de carbón están próximas a las cuencas mineras de
León, Asturias y Teruel (Figura 1.10). En España existe una concentración de la propiedad
de las plantas de generación eléctrica en pocos grupos empresariales, como se muestra en
la figura 1.11.
Antes de 1997 las empresas de generación eléctrica eran retribuidas a sus costes estándares de
producción, los cuales incluían los costes de inversión, mantenimiento, operación y combustible. Actualmente, y como se ha descrito en los apartados precedentes, con la introduc–24–
Potencia instalada/Cobertura de la demanda (%)
100%
90%
80%
70%
60%
R.E. Resto
50%
R.E. Solar
40%
R.E. Eólica
Ciclo combinado
30%
Fuel/gas
20%
Carbón
10%
Nuclear
HIdráulica
0%
Potencia instalada (MW)
Cobertura de la demanda anual
Figura 1.9. Potencia instalada y cobertura de la demanda por tecnología en España en el año 2010.
Río
Guardo
C.N. S.M. Garoña
Río
la
Es
La Rioja
422
Río
Alcudia
Castejón
Río
ro
a
Escatrón Peaker
Río
ma
Río
Tormes
L
Río
Río Jara
Río
Río
Adaja
A
Río
G
Tajo
U
Castellón
Torrejón
Tajo
Río
Azután
Aceca
BIPOLAR CORRIENTE CONTINUA (±250 kV)
Río
Río
T
ad
iana
C. Valenciana
902
a
ad
el
Matach
R
Río
Puertollano
Zújar
FORMENTERA
a
en
alm
ad
Gu
Elcogás
Río
O
Cotesa
Guadiana
Andalucía
2.767
Río
Río
ira
M
Odiel
RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA
El Fangal
Cartagena
Escombreras
Río
Guadalquivir
C. Colón
Río
Isla de Tenerife
Isla de
La Palma
Murcia
152
Río
Los Guinchos
Mun
ra
gu
Se
Puentenuevo
Viar
Río
P
ES
AR S
LE
R
BA LEA
BA
Río
Río
Guadalquivir
nil
Isla de
La Gomera
Isla de El Hierro
Candelaria
Guía de Isora
Arona
PRINCIPALES CENTRALES
ELÉCTRICAS Avance 2010: Datos provisionales
Isla de
Lanzarote
Granadilla
El Palmar
Llanos Blancos
Punta Grande
Ge
Palos de la Frontera
Litoral de Almería
Río
Tajo de la Encant ada
Málaga C.C.
Arcos de la Frontera
C A N A R I O
LANZAROTE
TENERIFE
S
L A S
I S
LE
IL
do
Río
Río
LA PALMA
C ABRERA
IBIZA
M. Cortes
ian
Total Canarias
142
CONEJERA
Cortes II
Cabriel
Cofrentes
r
C.N.Júca
Cofrentes
Gu
Río
Guillena
Total Baleares
4
Sagunto
Castilla-La Mancha
3.652
Cijara
r
Sô
Gu
Isla de
Formentera
MALLORCA
MENORCA
C.N. Almaraz Valdecañas
Cedillo
Río
Formentera
Bolarque
ar
Tiét
de
A R C H I P I É L A G O
Eivissa
Escucha
Trillo
ón
Alag
J.M. de Oriol
Ribeira
Isla de
Ibiza
Sant Adria
Besós
Río
Puerto de Barcelona
Foix
Tarragona Power
Ascó
Tarragona
Plana del Vent Vandellós
Mequinenza
Ribarroja Ebro
Castelnou
Teruel
Henares
Río
Río
Ter
Cataluña
830
Cinc
Gabriel y Galán
zere
Zê
Río
Río
Cercs
Segre
Aragón
1.672
Río
go
de
on
M
Cas Tresorer
Canelles
Eb
Duero
Escatrón
Vouga
Río
Son Reus
Moralets
gón
Ara
Río
Villarino
Saucelle
Isla de
Mallorca
A
Río
Ricobayoo
Duer
Villalcampo
Castro
Aldeadávila
I
Tabescán
Navarra
1.054
Castilla y León
4.600
Tua
C
Isla de
Menorca
Tera
Río
N
Río
Pisuerga
n
Río
A
Estangento
Arrúbal
Río
Carrió
Orbigo
Conso
ga
me
R
Pasajes de
San Juan
País Vasco
153
La Robla
Compostilla
Cornatel
Ponte Bibey
F
Amorebieta
Río
Río
Miño
Río
Anllares
Belesar
Peares
S. Esteban
Castrelo
Frieira
Miño
Soutelo
Río
Tâ
Santurce
Bahía Bizkaia
Aguayo
Río
Río
Galicia
3.230
Mahón
Cantabria
18
Aboño
Lada
Tanes
Narcea
Gállego
Río G
Salime
Arga
ia
Nav
Eo
Meirama
Tambre
Río
Asturias
360
Soto de
Ribera
As Pontes de
García Rodríguez
Sabón
FUERTEVENTURA
HULLAS Y ANTRACITAS NACIONALES
Isla de Gran Canaria
HULLAS IMPORTACIÓN
Isla de
Fuerteventura
FUEL
Total Peninsular
19.813
NUCLEAR
Las Salinas
LIGNITO NEGRO
San Roque
LIGNITO PARDO
Los Barrios
Jinamar
FUEL Y GAS
Campo de Gibraltar
CICLO COMBINADO
Bco.Tirajana
HIDRÁULICAS >100 MW
GOMERA
EÓLICA: POTENCIA TOTAL POR CC.AA. (MW)
GRAN CANARIA
HIERRO
Archipiélago Canario reducido al 65%
0 10 20 30 40 50 km
Edición: Diciembre del 2010
Figura 1.10. Mapa de centrales eléctricas en España, 2010.
Fuente: REE.
–25–
100%
90%
Potencia neta instalada (%)
80%
70%
60%
50%
Resto
40%
Enel Viesgo Generación, S.L.
30%
Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.
Gas Natural SDG, S.A.
20%
Unión Fenosa Generación, S.A.
10%
Endesa Generación, S.A.
Iberdrola Generación, S.A.
0%
Régimen ordinario
Régimen especial
Total
Figura 1.11. Potencia instalada por grupo empresarial en 2006.
Fuente: Agosti, 2007.
ción de competencia en el sector eléctrico la remuneración proviene fundamentalmente del
mercado eléctrico.
1.2.2. La demanda de energía eléctrica
La energía eléctrica se suministra a las fábricas para su ciclo productivo, a los comercios y
empresas para desarrollar su actividad y a todos los hogares para su consumo doméstico. En
la industria, casi la mitad del consumo energético es eléctrico, el cual permite calentar depósitos, alimentar motores para mover accionamientos, obtener frío a través de equipos de
climatización, o la iluminación de espacios. La energía eléctrica también es de vital importancia en el transporte, ya que alimenta a la red ferroviaria, desde el metro, los trenes de
cercanías a los de alta velocidad, y en el futuro a los vehículos eléctricos. El consumo doméstico eléctrico ha permitido una mayor electrificación de los hogares, principalmente en los
elementos de cocina y los equipos de aire acondicionado.
La demanda de energía eléctrica varía a lo largo del día (Figura 1.12), donde se pueden dis–26–
Horas valle
Horas punta
Horas punta
40.000
35.000
30.000
MW
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
0
2
Residencial
4
6
8
Servicios
10
12
14
16
18
20
22
24
Industria
Figura 1.12. Consumo medio de un día de invierno.
Fuente: REE, 2009.
tinguir dos períodos de consumo característicos: las horas de mayor demanda se denominan
horas punta, mientras que las de menor consumo eléctrico se denominan horas valle. En las
horas punta coincide el comienzo de la actividad industrial y el de los servicios, así como el
uso de los equipos domésticos. Al día, suelen darse dos períodos de punta a primera hora de
la mañana y al final de la tarde. En 2010, la mayor demanda horaria en España fue de
44.122 MW, y la demanda anual ascendió a 260.609 GWh (equivalente a 30.000 MW, o 30
reactores nucleares, funcionando durante 8.760 horas).
Tal como se indicó anteriormente, la actividad destinada al suministro de electricidad la llevan a cabo las comercializadoras, quienes compran energía en el mercado eléctrico y se la
suministran a sus clientes. Al igual que ocurría en la generación eléctrica en España, existe
concentración de las empresas comercializadoras de energía. Las principales empresas comercializadoras de energía son Iberdrola, Endesa Energía, Unión Fenosa Comercial, Gas
Natural Comercializadora, Gas Natural Servicios, Hidrocantábrico Energía, entre muchas
otras.
–27–
1.2.3. La red de transporte de energía eléctrica
y su operación
La conexión entre los centros de generación eléctrica y los puntos de consumo se realiza a
través de las redes eléctricas. Dependiendo de la potencia que transporten dichas redes, éstas
tienen un determinado nivel de tensión, que permite que se minimicen las pérdidas de energía en el transporte de la energía. Las redes encargadas de transportar mucha potencia tienen
tensiones de 220 kV o 400 kV, se denominan redes de transporte y constituyen las grandes
autopistas eléctricas. Los niveles inferiores de tensión están asociados a la distribución de la
electricidad hasta el consumidor final.
En España la red de transporte tiene más de 36.000 km de líneas de alta tensión, con una
estructura muy mallada (lo más interconectada posible) encargada de unir más de 400 nudos
de conexión con las redes de distribución o subestaciones (Figura 1.13). La red de transporte alimenta las redes de menor tensión, y a aquellos grandes consumidores industriales que
se conectan a la red de transporte (siderurgias, cementeras, etc.).
La red de transporte española se encuentra interconectada con el sistema eléctrico europeo
a través de Francia, con una capacidad de importar hasta 1,4 GW y de exportar 0,7 GW.
También está conectada a Portugal a través de numerosas líneas (1,7 y 1,9 GW de importación y exportación), y a Marruecos a través de un cable por el suelo marino que cruza el
estrecho de Gibraltar (0,6 y 0,9 GW de importación y exportación). Las interconexiones
permiten exportar o importar energía eléctrica a otros países, y además sirven de apoyo
ante cualquier fallo interno en el propio sistema eléctrico español. La capacidad total de
importación del sistema peninsular español es de 3,7 GW y 2,5 GW de exportación, que es
un valor muy reducido en comparación con la punta de demanda española. En el año 2010,
España tuvo un saldo neto exportador en todas sus interconexiones, con un total de 8.000
GWh (un 3% de la demanda nacional).
En España, y conforme a la Ley 17/2007, REE es el único transportista y operador del
sistema eléctrico nacional. Las responsabilidades de REE son el diseño, construcción,
mantenimiento y operación de la red de transporte. REE tiene que gestionar la red eléctrica conforme a los criterios definidos en sus Procedimientos de Operación, que especifican entre otros los criterios básicos de operación de la infraestructura eléctrica, predicción de la demanda, gestión de los servicios de ajuste, gestión de solicitudes de conexión
a red, etc. Para ello, REE dispone de un centro de control de energía (CECOEL, Figura
–28–
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En construcción
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Todas las líneas se han dibujado
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Térmica clásica
Térmica nuclear
Ciclo Combinado
Eólica
HIERRO
0 10 20 30 40 50 km
Archipiélago Canario reducido al 65%
MELILLA
Edición: Enero del 2011
Figura 1.13. Red de transporte de España en 2011.
Fuente: REE.
1.14) desde donde se tiene una visibilidad de toda la red de transporte y se mandan las
instrucciones de operación a los distintos elementos de control.
Dentro de sus atribuciones, es responsable de planificar el desarrollo de la red de transporte, en distintos horizontes temporales que van desde 2 años a 20 años. El Ministerio de Industria y Turismo aprueba el plan de desarrollo de la red para el período considerado, el
cual será de obligado cumplimiento. La retribución establecida para el transportista tiene
por objetivo cubrir los costes de dicha actividad (costes de inversión, mantenimiento y
operación de las redes) e incentivar la gestión óptima de la red (minimizando las indisponibilidades).
–29–
Figura 1.14. Centro de control del sistema eléctrico español.
Fuente: REE.
1.2.4. Las redes de distribución de energía eléctrica
Las redes de distribución son las encargadas de suministrar energía eléctrica al consumidor
final, conectándose a la red de transporte eléctrica a través de subestaciones. Las subestaciones constan de transformadores (que permiten cambiar la tensión de la potencia del
nivel de transporte a los niveles de distribución, típicamente 400 o 220 kV a 30 o 20 kV) y
de equipos de maniobra, medida y control. Las redes de distribución se dividen en redes
de reparto o distribución en alta tensión (AT), redes de media tensión (MT) y redes de baja
tensión (BT). En la tabla 1.3 se muestra las características de cada red en función de su
topología, número de clientes conectados e instalaciones, flexibilidad en la operación y
nivel de monitorización.
A diferencia de la red de transporte las redes de distribución, en MT y BT y en algunas
situaciones en AT, se operan de forma radial, aunque es común que tengan una configuración mallada para poder disponer de apoyos ante el fallo de un tramo de red. La red de
distribución española tiene más de 600.000 km, y es propiedad de distintas empresas eléctricas cuyas redes están típicamente distribuidas por provincias (Figura 1.15). Las principales empresas de distribución en España son Endesa Distribución, Iberdrola Distribución y Unión Fenosa Distribución.
–30–
Tipos de red
Estructura
Operación
Clientes
(N.o)
Instalaciones (N.o)
Flexibilidad
operación
Grado
Monitorización
Transporte
(400, 275, 220 kV)
Mallada
Mallada
Muy pocos
Pocas
Elevada
Alto
Reparto
(132,45,
66 kV)
Mallada
Mallada/
radial
Pocos
Bastantes
Media
Alto
Media
tensión
(20,15 kV)
Mallada/
radial
Radial
Bastantes
Muchas
Poca
Medio
Baja tensión
(400, 380 kV)
Mallada/
radial
Radial
Muchos
Muchas
Muy poca
Bajo
Distribución
Tabla 1.3. Características de la redes de distribución.
Fuente: Gas Natural Fenosa.
Al igual que el transportista, el distribuidor tiene la responsabilidad de desarrollar su red
para atender a nuevos clientes (consumidores o generación distribuida), operar y mantener las redes eléctricas para garantizar la calidad del suministro eléctrico. Además, las empresas de distribución son las responsables de medir la energía que suministran a sus consumidores. Actualmente no existen unos procedimientos aprobados para la distribución,
por lo que cada distribuidor se rige por criterios propios que garanticen la calidad del servicio.
La planificación de las inversiones de las empresas de distribución responde al crecimiento
de su potencia demandada y de la generación distribuida que inyecta potencia en sus redes,
y tiene que presentarse a la Comunidad Autónoma correspondiente. La retribución de la
distribución es distinta a la utilizada en transporte, ya que en este caso el número de activos
nuevos que hay que evaluar es mucho más elevado. La retribución de cada compañía de distribución la calcula cada año la CNE y la aprueba el Ministerio de Industria y Turismo. La
retribución considera períodos de cuatro años, en los que se define una retribución base que
tiene en cuenta los costes de inversión, operación y mantenimiento de la distribuidora. Esta
retribución base se actualiza cada año con el IPC y con incentivos a la mejora de la calidad
–31–
Grupo Endesa
Iberdrola
Unión Fenosa Distribución
E-on
Hidrocantábrico
Figura 1.15. Localización de las principales empresas de distribución eléctrica en 2009.
Fuente: CNE, 2009.
del suministro y a la reducción de pérdidas de energía en las redes. Por tanto, la retribución
de dos empresas de distribución con el mismo número de clientes puede ser muy distinta;
por ejemplo, una empresa distribuye en una zona urbana, con mucho clientes próximos
entre sí, mientras que la otra lo hace en zonas rurales y tiene unos mayores costes de inversión para llegar a los mismos clientes y garantizar la misma calidad del suministro eléctrico.
1.3. L
as limitaciones del sistema y las razones
del cambio: ¿por qué las redes inteligentes?
Como se ha presentado a lo largo de este primer capítulo, las redes actuales se siguen operando de forma unidireccional. La energía fluye desde las grandes centrales de generación
que vierten su energía a la red de transporte, y desde ésta a las redes de distribución donde
se conectan los grandes y pequeños consumidores. Las economías de escala en la generación eléctrica dieron lugar a centrales de gran tamaño próximas a las zonas con recursos
–32–
energéticos. Bajo este esquema, la operación del sistema eléctrico nacional está centralizada
desde un único centro de despacho y control, donde el papel del consumidor final es el de
un agente pasivo del que se predice su consumo. Las interconexiones con otros países han
permitido dar apoyo ante situaciones de emergencia como el fallo de grandes grupos, y
actualmente está aumentando su uso desde el punto de vista comercial para importar y exportar energía.
Conseguir un sistema energético más sostenible es uno de los retos de presente y futuro a
nivel mundial, y ha dado lugar a una serie de compromisos internacionales como el Protocolo de Kioto en 1998, o los objetivos 20-20-20 para el 2020 en Europa en 2007. En este reto
se pretende cumplir con unos criterios medioambientales más estrictos, mejorar la seguridad
de suministro mediante el uso de recursos propios, aumentar la eficiencia energética con un
consumo más eficiente e inteligente y atender a una demanda eléctrica que exige un mayor
nivel de calidad de suministro. Este gran reto se superpone a la necesidad de renovar parte
de las infraestructuras eléctricas de generación, transporte y distribución eléctrica.
En España, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio ha diseñado un plan que incluye
medidas de eficiencia energética y el fomento de la generación con fuentes renovables para
responder a su compromiso por una energía sostenible. En este sentido se han establecido
unos objetivos concretos de potencia instalada de generación renovable recogidos en el Plan
de Energías Renovables 2011-2020 PANER (MITyC, 2010) (Figura 1.16) están basados fundamentalmente en el fomento de la energía solar y eólica. La nueva generación renovable
tiene características muy distintas a la generación convencional desde el punto de vista de la
operación: se trata de centrales cuya producción es intermitente y por tanto sujeta a la calidad de sus predicciones, teniendo además una menor potencia instalada, por lo que típicamente se conectan a las redes de distribución.
Las redes eléctricas cobran un papel fundamental para poder cumplir los objetivos anteriormente descritos, ya que son el nexo entre las nuevas fuentes de generación eléctrica y los
consumos cada vez más sofisticados. La actual gestión de redes eléctricas es un buen punto
de partida, pero que requiere ser revisado y actualizado, especialmente la gestión de las redes de distribución. Los puntos más relevantes que requieren una profunda reflexión y que
se van a tratar a lo largo del presente libro son:
• En primer lugar, hay que integrar de forma eficiente en las redes de distribución los nuevos recursos energéticos distribuidos, tales como la generación distribuida y una demanda
cada vez más activa y capaz de modificar su consumo (Capítulo 3).
–33–
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
Biomasa
20.000
Energía eólica
Energía solar
10.000
Energía geotérmica
Energía Hidroeléctrica
–
Año 2010
Año 2020
752
1.587
Energía eólica
20.155
38.000
Energía solar
4.653
13.445
-
50
18.687
22.362
Biomasa
Energía geotérmica
Energía hidroeléctrica
Figura 1.16. Plan de evolución de la potencia renovable en 2020 según el PANER
Fuente: MITyC, 2010.
• Además, con la electrificación del transporte los vehículos eléctricos pasarán a ser nuevos
consumidores que, dotados de la inteligencia necesaria, podrían decidir cuándo cargar las
baterías y también cuándo devolver energía a la red si ésta la necesitase (Capítulo 4).
• Las características propias de la generación renovable (intermitente, variable y difícil de
predecir) suponen un reto para la operación tradicional basada en tecnologías fácilmente
gestionables, como los grupos térmicos o hidráulicos. Los criterios de operación y la regulación deben adaptarse para permitir la integración eficiente de esta nueva generación
(Capítulo 5).
• Para que la calidad del servicio al consumidor final siga mejorando en este nuevo entorno,
es necesario revisar los criterios de operación de las redes de distribución y aprovecharse del
actual desarrollo de las tecnologías de la información y la comunicación (Capítulo 6).
–34–
• Para conseguir los objetivos enunciados en los puntos anteriores, se necesita una fuerte
inversión en las redes eléctricas, muy superior a la que resultaría del esquema tradicional.
Por ello, es muy importante identificar los costes y beneficios de los distintos agentes que
participan en el negocio eléctrico para poder diseñar las medidas regulatorias adecuadas
(Capítulo 7).
• Por último, la revisión de las experiencias nacionales e internacionales en proyectos piloto
es fundamental para identificar los retos reales que hay que superar, y así poder diseñar
una hoja de ruta realista (Capítulo 8).
Referencias
Agosti L., Padilla A.J. y Requejo A. (2007). «El mercado de la generación eléctrica en España: estructura funcionamiento y resultado», Economía industrial, n.º 364, págs. 21-37.
Bartolomé Rodríguez, I. (2007). «La industria eléctrica en España (1890-1936)». Estudios de
Historia Económica, Banco de España. n.º 50.
CNE, Comisión Nacional de Energía. (2009). «Información básica de los sectores de la
energía - 2009».
CNE, Comisión Nacional de Energía. «Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos y Económicos: septiembre 2010».
CNE, Comisión Nacional de Energía. «El consumo eléctrico en el mercado peninsular en el
año 2009: clasificación de los consumidores según actividad económica, bandas de precios
y características del suministro». 13/10/2010.
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–36–
2
Las redes inteligentes
La inteligencia (del latín intelligentia), entre otras acepciones, es la «capacidad para entender
o comprender» y la «capacidad para resolver problemas»
Las redes eléctricas inteligentes contribuirán a conseguir el modelo energético sostenible que
la sociedad del siglo xxi necesita. Este modelo se caracterizará por una alta penetración de
energías renovables para reducir las emisiones de efecto invernadero, una demanda energética eficiente y flexible con capacidad de responder a los precios satisfaciendo las necesidades
de los consumidores y unos elevados niveles de calidad de servicio acordes con la sociedad
digital en la que vivimos.
2.1. Conceptos y definiciones
La Plataforma Europea de «Smart Grids» define éstas como aquellas redes eléctricas que podrán integrar la participación de todos los agentes conectados a ellas –generadores, consumidores y de aquellos que realizan ambas funciones– de tal forma que se consiga un suministro
sostenible, eficiente y seguro.
Las redes actuales se diseñaron para controlar de forma activa las grandes plantas de generación y las subestaciones integradas en las redes de transporte a través de unos pocos centros
de control. Las redes de distribución alimentan a los millones de consumidores de forma
pasiva con bajos niveles de automatización. Por ejemplo, si un consumidor tiene una interrupción de suministro debido a una avería en el transformador de la red de media o en baja
tensión, la compañía puede enterarse del problema cuando recibe una llamada telefónica del
–37–
cliente o clientes afectados, pues gran parte de estas redes de distribución no se encuentran
monitorizadas en tiempo real. La integración inteligente de generadores y consumidores
significa que tanto pequeños generadores distribuidos como los millones de clientes conectados a las redes de distribución estarán ligados a través de sistemas de información y comunicación, aumentando en varios órdenes de magnitud el grado de automatización y control
de dichas redes. Todo ello supondrá nuevas tecnologías y soluciones para operar y planificar
las redes, controlar la generación, incluida la de tipo renovable, e implementar nuevos servicios energéticos a nivel de consumidor final consiguiendo mayor eficiencia energética.
En Europa, las redes inteligentes contribuirán a alcanzar los objetivos de política energética
y cambio climático fijados para el año 2020. Estos objetivos conocidos como 20/20/20 incluyen la reducción del 20% en las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a
los niveles de 1990, el suministro del 20% de la energía de uso final mediante fuentes de origen renovable y la reducción del 20% en el consumo energético total mediante mejoras en la
eficiencia energética.
En Estados Unidos también se ha desarrollado el concepto y la visión de redes inteligentes.
Por ejemplo, la Ley sobre Independencia y Seguridad Energética de 2007 se refiere a la modernización de los sistemas de transporte y distribución de electricidad nacionales para suministrar los futuros crecimientos de la demanda manteniendo una red segura y fiable. El
sistema actual se basa en grandes plantas generadoras y en sistemas de transporte controlados centralizadamente desde unos pocos centros de control. La red futura estará totalmente
automatizada con flujos de energía e información bidireccionales entre todos los consumidores y el sistema eléctrico.
La iniciativa Grid Modern Initiative en Estados Unidos identifica las siguientes propiedades
como características de las redes inteligentes:
• Autorregenerativas: las redes tendrán elementos de chequeo, análisis y autodiagnóstico
para identificar y reparar aquellos componentes que se encuentren dañados o en malas
condiciones operativas. Esto incidirá en la mejora de los niveles de calidad de suministro.
• Dirigidas y centradas en los consumidores: los consumidores bien informados de sus consumos y precios, podrán modificar sus patrones de consumo de acuerdo con sus necesidades y preferencias. Se introducirán nuevos productos y servicios para el ahorro de energía.
Programas de respuesta de la demanda facilitarán la reducción del consumo en horas de
–38–
2. Las redes inteligentes
máxima demanda cuando el sistema se encuentre en dificultades y los precios del suministro sean más elevados.
• Seguras ante eventos o ataques: la red será segura frente a vulnerabilidades físicas o ciberataques. En caso de que se produzcan interrupciones de suministro, la recuperación del
servicio tendrá lugar rápidamente. Se establecerán protocolos de seguridad para la prevención, detección y mitigación de eventos o ataques minimizando su impacto en la red y por
tanto en la economía.
• Proporcionarán una elevada calidad de servicio: los consumidores que lo requieran podrán obtener unos mayores niveles de calidad del servicio bajo diferentes menús y precios.
Asimismo, se generalizarán los acondicionadores de señal basados en electrónica de potencia para prevenir la inyección de perturbaciones al sistema por parte de instalaciones o
equipos especiales.
• Integrarán generación y almacenamiento de carácter distribuido: el número y tipo de generadores que se conectarán a la red aumentará de forma significativa, por lo que los procedimientos y requisitos de conexión se simplificarán y normalizarán. Será más fácil y
beneficioso para los consumidores instalar sus equipos de generación, basada en energía
renovable o en cogeneración, y almacenamiento junto a su consumo. También las redes de
transporte deberán ampliarse y mejorarse para integrar grandes plantas de generación instaladas en lugares remotos donde se aprovechen los recursos naturales tales como la eólica
marina o centrales solares de alta concentración.
• Facilitarán la participación de los agentes en los mercados de electricidad mediante una
red segura que permita aglutinar la respuesta de muchos consumidores y generadores
distribuidos, facilitando su agregación y comunicación. La interacción entre oferta y demanda es clave para obtener la eficiencia de recursos, y de este modo se conseguirá la
participación de ambos en la gestión de la capacidad y de la energía disponible en cada
momento. La respuesta de la demanda a precios horarios de la electricidad proporcionará
un sistema más eficiente.
• Optimizarán el uso de las instalaciones y su operación: el nivel de utilización de las instalaciones mejorará al conseguir un mejor reparto de la demanda a lo largo de las horas del
día; también se reducirán las pérdidas en la red debido a una mejor monitorización y control de los flujos en la misma. Esta mayor información se utilizará para un mejor diseño y
dimensionamiento de las instalaciones, así como mejora de los procedimientos de mante–39–
nimiento de las mismas. Como consecuencia, se optimizarán tanto las inversiones en la
red como sus costes operativos.
En la referencia (Research Reports International, 2007) se propone la tabla 2.1 donde se detallan las mejoras y cambios que se incorporarán en las redes existentes de distribución para
transformarlas en el futuro en redes inteligentes. A nivel de redes de distribución, en la actualidad prácticamente no existen comunicaciones entre los suministros y los centros de control; en el futuro estas comunicaciones serán bidireccionales facilitando una interacción generalizada en tiempo real con los consumidores los cuales dispondrán de medidores
de energía digitales. El elevado nivel de automatización permitirá un diagnóstico del estado de
los diferentes componentes de la red, permitiendo mejorar las prácticas de operación y mantenimiento. La penetración masiva de nuevas fuentes de generación eléctrica distribuida hará
necesario el control de los flujos de potencia en tiempo real, lo cual llevará a mejorar los niveles de utilización de los componentes de la red. Finalmente, nuevos sistemas de protección, junto con estructuras malladas en redes de distribución, aumentarán la fiabilidad de
suministro y reducirán los tiempos de indisponibilidad en caso de fallo o avería.
A la hora de definir el término «red inteligente» también es adecuado especificar qué es lo
que no se entiende como tal (ERGEG, 2010):
Red existente
Red inteligente
Comunicaciones
Ninguna o unidireccional
Bidireccional
Interacción con consumidores
Limitada
Generalizada
Medidores de energía
Electromecánico
Digital
Operación y mantenimiento
Chequeo manual de equipos
Monitorización a distancia
Generación de electricidad
Centralizada
Centralizada y distribuida
Control de flujos de energía
Limitado
Generalizado y flexible
Fiabilidad de suministro
Fallos e interrupciones
Protecciones adaptativas
y funcionamiento en isla
Restablecimiento del suministro
Manual
Autorrestablecimiento
Topología
Radial
Mallada
Tabla 2.1. Transformación de las redes existentes hacia redes inteligentes
Fuente: Research Reports International, 2007.
–40–
• No se trata de una revolución, se considera una evolución o transformación donde las
mejoras se introducirán de forma progresiva. Téngase en cuenta que reemplazar las instalaciones cuya vida supera los 40 años, necesariamente tomará varias décadas.
• Las redes inteligentes no serán «superredes» de apariencia muy distinta de las actuales,
seguirán utilizándose el cobre y aluminio como conductores, y las instalaciones serán similares pero con niveles de eficiencia superiores y mejor relación coste-calidad.
• La cobertura de esta transformación no será total sino paulatina, las redes de transporte
entre países se irán integrando con el desarrollo de los mercados, especialmente en Europa, y las redes de distribución irán evolucionando progresivamente en las diferentes regiones en cada país.
Elementos eléctricos
Redes inteligentes
Interconexiones
Vehículos eléctricos
Generación centralizada
Generación distribuida
Red de transporte
Medición inteligente
Demanda residencial
Contadores y displays
Eficiencia energética
Operaciones del comercializador
Electrodomésticos
Microgeneración
Compartimento consumidores
Figura 2.1. Redes inteligentes versus contadores inteligentes.
Fuente: ERGEG, 2010.
–41–
• El concepto de redes inteligentes no es equivalente a medidores o contadores inteligentes.
A veces ambos conceptos se utilizan sin diferenciación. Sin embargo, bajo redes inteligentes se encuadran una serie de tecnologías y productos donde los medidores sólo son una
parte de los mismos (ver figura 2.1). Aunque los contadores inteligentes tendrán un papel
relevante para influir en el comportamiento de los consumidores, de por sí no hacen la red
más inteligente, se necesitan tecnologías de comunicación y control junto con otros equipos para que la red pueda llegar a poseer todas la características descritas anteriormente
que la convertirán en más inteligente. En la figura 2.1 puede verse cómo los medidores
inteligentes se encuadran en las aplicaciones relacionadas con los consumidores residenciales, mientras que aquellos aspectos de las redes de transporte y distribución, junto con su
gestión, quedan fuera del ámbito de los contadores inteligentes.
En resumen, aunque todavía no se tiene una única definición sobre lo que son las redes inteligentes, en esta sección hemos identificado las características comunes que de acuerdo con
las distintas visiones, tanto en Europa como en Estados Unidos, las definen.
2.2. Factores del cambio
El modelo energético actual no es sostenible. La amenaza de cambio climático producido
por las emisiones de gases de efecto invernadero y la extraordinaria dependencia de los combustibles fósiles necesitan una transformación en la forma actual de producir y consumir la
energía. La energía eléctrica juega un papel relevante contribuyendo a esta transformación.
La política energética europea trata de dar respuesta a los grandes desafíos que tiene nuestro
modelo energético. El desarrollo del mercado interior de la energía proporcionará a los ciudadanos europeos una mayor capacidad de elección de suministrador y precios más competitivos de la energía. La promoción de energías renovables y autóctonas permitirá aumentar
la seguridad de suministro y disminuir la alta dependencia de los combustibles fósiles. Estas
mismas energías de tipo renovable, junto con la generación distribuida de alta eficiencia, y el
consumo más responsable y eficiente tendrán repercusiones beneficiosas sobre el impacto en
el medio ambiente y el cambio climático. En la figura siguiente se esquematizan las tres piedras angulares de la política energética europea.
¿Qué papel juegan las redes inteligentes en la consecución de estos objetivos de política
energética?
–42–
Disponibilidad de energía primaria
Liberalización
r
rio
te
Fiabilidad y calidad
de
ca
do
ad
id
ur
in
g
Se
Innovación y competencia
m
M
er
su
ist
in
ro
Precios bajos y eficiencia
Capacidad
Medio ambiente
Conservación
de la naturaleza
y la vida salvaje
Cambio climático
Polución
Figura 2.2. Los tres ejes de la política energética europea.
Fuente: European Commission, 2006.
El mercado interior de la electricidad en Europa es un eficiente marco regulatorio para promover la competencia y traer innovación y progreso tecnológico a las distintas actividades que integran la producción, transporte, distribución y comercialización de la electricidad. Los nuevos desarrollos en redes inteligentes ubicados en este entorno se justificarán en
cuanto signifiquen precios más competitivos y mayores posibilidades de elección y gestión
de la energía para los consumidores, siendo el resultado de una apuesta por la innovación de
aquellas empresas que vean en ello ventajas competitivas.
La seguridad y calidad del suministro eléctrico es imprescindible y crítico para una sociedad
moderna y desarrollada como la europea. Se necesitan nuevas fuentes de generación renovable y endógena; las redes eléctricas deben jugar un papel clave para su conexión y correcta
integración en el sistema. Además, muchas de las infraestructuras de redes de transporte y
distribución en Europa están cercanas a la finalización de su vida útil, por lo que se prevén
fuertes inversiones para reemplazarlas1. Nuevas soluciones tecnológicas y arquitecturas de
1. En Europa, hasta el 2030, se necesitarán inversiones de 500 mil millones de euros para renovar la infraestructura de redes de transporte y distribución de electricidad. Una cifra similar es la estimada en Estados Unidos para
infraestructuras eléctricas en los próximos 20 años.
–43–
sistemas de información asociados con el concepto de redes inteligentes permitirán disminuir
los costes en estas nuevas infraestructuras aumentando la seguridad y calidad del suministro.
El cambio climático debido a las emisiones de efecto invernadero amenaza nuestro futuro y la
sostenibilidad del actual modelo. Europa es líder en fijar unos niveles máximos de emisiones a
los Estados miembros y en la implantación del mercado europeo de derechos de emisión. Las
redes eléctricas inteligentes contribuirán a la búsqueda de soluciones innovadoras que permitirán la conexión e integración de tecnologías de bajas emisiones, tales como la generación renovable, los vehículos eléctricos o la reducción del consumo de energía sin pérdida del bienestar.
Las centrales hidroeléctricas y nucleares son dos tipos de tecnologías convencionales que
producen energía sin emisiones de gases de efecto invernadero. En los últimos años se están
desarrollando centrales eólicas y solares, solar fotovoltaica y solar termoeléctrica de alta
concentración, también con bajas emisiones de gases de efecto invernadero, cuya integración
en el sistema eléctrico supone nuevos retos en el diseño y operación del mismo. Las actuales
redes de transporte y distribución fueron diseñadas para transportar la energía producida
por las grandes centrales hasta los consumidores finales con flujos unidireccionales, sin embargo, la proliferación de las pequeñas centrales fotovoltaicas y de cogeneración directamente conectadas a las redes de distribución y cerca de los consumidores finales, conocida como
generación distribuida, provoca problemas técnicos tales como flujos de potencia reversos,
en dirección contraria a lo que era habitual, y problemas de tensiones que dificultan la operación de la red. Todo ello presenta un impacto técnico y económico en las compañías eléctricas y operadores del sistema. En la actualidad se están investigando y desarrollando las
tecnologías y soluciones para una integración eficiente de esta generación distribuida, y su
estandarización forma parte de los desarrollos futuros de las redes inteligentes. Por otra
parte, tanto el viento como el recurso solar son de naturaleza intermitente y de difícil predicción, lo que hace que, cuando su proporción en el total de la generación es importante, puedan aparecer problemas de seguridad en el suministro si no existe otra generación de respaldo en caso de no disponibilidad del recurso primario. Este problema, en sus distintas escalas
en el tiempo, desde semanas a minutos, implica el desarrollo de soluciones innovadoras en la
operación de los sistemas eléctricos hasta ahora desconocidas. España es uno de los países
pioneros en el mundo en este campo.
El desarrollo de los mercados de electricidad en los 90 y el establecimiento del mercado interior de la energía en Europa introducen una mayor incertidumbre en la composición futura del parque de generación. También existe una mayor incertidumbre sobre las capacidades
–44–
de interconexión necesarias para acomodar los flujos entre países resultantes de la contratación en los mercados de electricidad. Como se ha comentado, en el corto-medio plazo la
incertidumbre de la potencia inyectada por fuentes de generación renovables hace que las
tecnologías de monitorización y control de los sistemas deban sofisticarse para dotarles de
mayor flexibilidad y robustez. Las redes inteligentes son la alternativa para hacer frente a
este mayor nivel de incertidumbre con nuevas infraestructuras y nuevas herramientas para la
operación del sistema. En este ámbito, el diseño de un adecuado y estable marco regulatorio,
que permita a las empresas reguladas de infraestructuras de red la recuperación de las inversiones ligadas a las soluciones y tecnologías innovadoras necesarias, es de fundamental importancia tal y como se verá más adelante.
En Estados Unidos las mejoras asociadas a la seguridad en el suministro son frecuentemente
señaladas como una de las razones más importantes que justifican las redes inteligentes. El
apagón o blackout del 14 de agosto de 2003 en la parte noreste del país, junto con Canadá,
afectó a cerca de 50 millones de consumidores y supuso importantes pérdidas económicas
evaluadas en alrededor de los seis mil millones de dólares. Estos incidentes ocurren con poca
probabilidad en los países desarrollados, pero sus efectos son severos, y algunos los consideran como inaceptables en la sociedad del siglo xxi. Se deben al conocido «efecto dominó»
mediante el cual, y debido a que el sistema eléctrico es un sistema dinámico interconectado,
un problema que comienza de forma local puede propagarse al resto del sistema en decenas
de segundos dejando sin suministro a una gran parte de la población en pocos minutos. El
restablecimiento del suministro es un proceso lento y complicado que exige una coordinación entre los operadores y que puede llevar horas e incluso días. Nuevos diseños y arquitecturas de redes basados en la posibilidad de crear islas que funcionen de forma autónoma ante
eventos de interrupción de suministro suponen nuevos retos para los que las redes inteligentes proporcionarán nuevas soluciones y tecnologías. El concepto de redes autónomas se
definirá más adelante como microrred.
Finalmente, y como otro factor importante que está contribuyendo al cambio en la dirección
de las redes inteligentes, hay que destacar las iniciativas, en los distintos ámbitos regional,
nacional y europeo, de incrementar los fondos destinados a investigación y desarrollo mediante la financiación de proyectos conjuntos donde participan instituciones y empresas de
diferentes ámbitos e intereses. Esta política europea de innovación y desarrollo conducirá a
un mayor crecimiento, más puestos de trabajo y mayor competitividad. Algunos ejemplos
de estas iniciativas se analizan más adelante en posteriores capítulos del libro.
–45–
2.3. Tecnologías y componentes
Tanto los documentos de visión en Europa como en Estados Unidos coinciden en señalar una
serie de áreas tecnológicas como claves para el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes.
• Sistema integral de comunicaciones para conectar en arquitectura abierta todos los componentes de la red permitiendo el flujo bidireccional en tiempo real de la información y acciones
de control. En la actualidad sólo las grandes plantas de generación y las subestaciones están
monitorizadas desde los centros de control. El reto es llevar estas comunicaciones hasta los
consumidores finales incluyendo todos los componentes de las redes de distribución.
• Tecnologías de monitorización y medida que faciliten una respuesta rápida y precisa de
los componentes y consumidores conectados a la red, implementando, por ejemplo, telecontrol, precios de la energía por tramos horarios o respuesta de la demanda en tiempo
real. De esta forma se podrá hacer un diagnóstico predictivo de los elementos que componen la red, implantar contadores inteligentes de energía que faciliten la facturación y eviten el fraude o promover la reacción de los consumidores para disminuir su consumo en
horas pico cuando el sistema se encuentre al límite de su capacidad.
• Componentes avanzados de red que incorporen los últimos desarrollos en electrónica de
potencia, superconductividad, nuevos materiales, y microelectrónica. FACTS (Flexible
alternating current transmission systems) son un ejemplo de este tipo de componentes
utilizados en la actualidad en aplicaciones tales como control de tensiones en cargas fluctuantes, mejora de la calidad de servicio para consumos industriales de alta sensibilidad o
para el transporte de electricidad a largas distancias o por cables submarinos.
• Métodos de control avanzado para monitorizar componentes esenciales, permitiendo un
rápido diagnóstico y tomando acciones autónomas correctivas ante cualquier incidencia.
De esta forma, se reducirán el número y duración de las interrupciones de servicio y los
efectos de las perturbaciones que afectan a la calidad del mismo.
• Sistemas de interfaz y sistemas de ayuda a la toma de decisiones para los operadores que
les permitan el desarrollo de su labor de forma más eficaz y segura. Se desarrollarán herramientas de simulación y entrenamiento que ayudarán a los operadores a familiarizarse
con el funcionamiento del sistema y convertir los complejos sistemas de datos en información visual que pueda ser entendida a simple vista. Herramientas de animación, gráficos
en colores, realidad virtual y otras técnicas de visualización de datos serán de suma utili–46–
dad para guiar a los operadores en la toma de decisiones ante situaciones de emergencia,
donde una decisión rápida y segura puede ser de fundamental importancia.
Además de las anteriores tecnologías, habrá una serie de componentes que serán una realidad en las futuras redes inteligentes.
La industria debe formalizar y compartir estándares y protocolos para asegurar un sistema
de arquitectura abierta donde los diferentes fabricantes puedan desarrollar sus equipos de
comunicaciones, medida, control y gestión de redes, y los usuarios, es decir la compañías
eléctricas y consumidores, puedan compartir información y datos en el mismo formato.
Se deberá desarrollar un conjunto de soluciones técnicas que puedan implantarse de forma
masiva y a costes competitivos para que las redes puedan acomodar los flujos de potencia
inyectados por la generación distribuida sin causar problemas operativos en dichas redes,
respetando los límites de funcionamiento de las mismas (control de las tensiones, límites
de transformación y transporte de líneas y cables, y capacidad de los elementos de corte y
seccionamiento). La generación distribuida traerá eficiencia. Hoy las plantas convencionales térmicas tienen rendimientos de entre el 30 y el 40%, los nuevos ciclos combinados
pueden llegar al 55%. La cogeneración tiene rendimientos que pueden superar el 80%.
Además, la generación distribuida puede mejorar la fiabilidad de suministro, para lo cual
nuevos sistemas de control permitirán su funcionamiento en isla en caso de incidentes en
la red.
También se están desarrollando equipos basados en electrónica de potencia para proporcionar niveles de calidad del servicio elevados a aquellos consumidores que lo necesiten. Fuentes de alimentación ininterrumpida, filtros activos, reguladores de tensión y potencia, o válvulas de protección contra sobretensiones, son ejemplos de estos componentes.
Los contadores inteligentes permiten medir la energía consumida prácticamente en tiempo
real. Los antiguos contadores electromecánicos sólo medían la energía acumulada y necesitaban del desplazamiento del personal técnico para su lectura. Los contadores inteligentes
digitales, además de medir la energía, pueden medir parámetros que caracterizan la calidad
del suministro. Con las comunicaciones adecuadas pueden permitir su lectura remota, el
control remoto de la máxima potencia que el consumidor puede requerir o recibir mensajes
enviados desde la compañía al usuario.
Finalmente, habrá equipos para monitorización y automatización de los diferentes consumos dentro de los edificios y casas (domótica) que estarán comunicados a través de la caja
–47–
Estación pública de recarga Campus
de la UCI
Centro
de control
Back office
Interruptor
telecontrolado
Centro de demostración
abierto al público
Baterías
Interruptor
Transformador
Comunicaciones
FAN
Interruptor
Subestación
MacArthur
Transformador
Almacenamiento
comunitario
Bloque 1 Energía
Neta Cero
Sistema de aire
acondicionado
inteligente
Baterías
Sistema de
gestión de la
energía
Transformador
Bloque 2
Almacenamiento
doméstico
Termostato programable comunicado
Contador
inteligente
Electrodoméstico
inteligente
Circuito
Arnold
Interruptor
telecontrolado
Transformador
Almacenamiento
distribuido
Display doméstico
Sistema de iluminación inteligente
Interruptor
telecontrolado
Bloque 4 Grupo
de control
Interruptor
telecontrolado
Bloque 3
Almacenamiento
comunitario
Circuito
Rommel
Mano de obra
del futuro
Sustitución
de ventanas
Figura 2.3. Irvine Smart Grid Demonstration (SCE).
Fuente: EPRI, 2010.
de energía (energy box) con el suministrador, el cual podrá enviar señales para su control de
acuerdo con las preferencias del usuario. Todo ello permitirá a la compañía reducir el consumo en horas pico, o en condiciones de emergencia, si ello fuese necesario, y por otra parte
también ayudará a los consumidores finales a gestionar mejor su consumo energético y, por
tanto, reducir sus costes y el impacto ambiental asociado.
Un ejemplo de red inteligente se representa en la figura 2.3 que corresponde con un proyecto desarrollado por la Southern California Edison junto con el EPRI (EPRI, 2010). En este
proyecto se integran aparatos domésticos inteligentes en las viviendas, monitorización en
tiempo real de los componentes de la red de distribución incluida generación distribuida y
almacenamiento, gestión integrada de los sistemas de protección y técnicas de operación
y mantenimiento para mejora de la fiabilidad del suministro.
–48–
Generación centralizada
Oficinas
Consumidores residenciales
Almacenamiento
Cogeneración
Microturbinas
Pilas de combustible
Plantas industriales
Central eléctrica virtual
Aerogeneradores
Figura 2.4. Virtual Power Plant (VPP).
A modo de ejemplo, en la figura 2.4 se esquematiza la operación de las redes futuras donde
se combinará el control clásico de centrales de generación convencionales conectadas a la red
de transporte con pequeñas plantas de generación distribuidas y equipos de almacenamiento
en la red de distribución. Estos generadores distribuidos podrán agruparse para su gestión
conjunta en el sistema eléctrico y en el mercado de electricidad formando lo que se conoce
como Planta Virtual (Virtual Power Plant, VPP). Este concepto, en lo relativo a la gestión
en el mercado, es similar al desarrollado más abajo como agregador virtual.
Microrredes y agregadores virtuales son dos nuevos conceptos que toman sentido en el
contexto de las redes inteligentes de distribución.
–49–
Una microrred2 (micro-grid) se compone de un conjunto de generadores junto con equipos
de almacenamiento y cargas controlables (por ejemplo, calentadores de agua, aparatos de
aire acondicionado, o en el futuro vehículos eléctricos enchufables) conectados a una red de
baja tensión con un tamaño que no excederá por lo general el megavatio. Su principal característica es que, aunque normalmente funcionen conectados al sistema interconectado,
podrán también funcionar en modo isla. En caso de una falta aguas arriba que suponga la
desconexión de la isla microrred del sistema principal, los generadores y equipos de almacenamiento seguirán alimentando a las cargas dentro de la microrred. Una vez reparado el
elemento y restablecido el servicio en la red de aguas arriba, la microrred podrá sincronizarse de forma automática, lo que supondría una mejora en la calidad del suministro y una
mayor robustez del sistema eléctrico en su conjunto.
Los agregadores virtuales3 integrarían un conjunto de recursos distribuidos, generadores, cargas
y equipos de almacenamiento para su gestión en el mercado de electricidad, o para proveer servicios al operador del sistema de transporte, por ejemplo regulación de frecuencia, o para ayudar al
operador del sistema de distribución a resolver problemas de tensión o congestión en la red.
En la figura 2.5 se muestran ambos tipos de configuraciones: una microrred y un agregador
de recursos distribuidos.
2. Las microrredes son redes de baja tensión que interconectan un conjunto de recursos energéticos distribuidos
(generación distribuida, sistemas de almacenamiento de energía y cargas controlables, por ejemplo coches eléctricos) y que con un control adecuado se comportan como entidades únicas. Normalmente se conciben como redes
que interconectan hasta centenas de clientes con demandas globales de energía de hasta varios cientos de kWh por
día. Una microrred funciona conectada al resto del sistema, aportando o consumiendo energía y, en caso de emergencia, trabaja de forma autónoma, alimentando a sus propias cargas desde su propia generación. Las microrredes
ofrecen la posibilidad de aumentar la eficiencia del suministro eléctrico, así como la fiabilidad y la calidad del mismo. También son una alternativa para suministrar energía de forma eficiente en zonas donde la conexión a la red
eléctrica no es económicamente viable. Tras diversas pruebas reales efectuadas y evaluado el estado del arte, se piensa que este concepto estará plenamente desarrollado e integrado en las redes en el horizonte del 2020.
3. Las redes virtuales se definen como redes distintas de las redes físicas y se configuran mediante la interconexión
virtual de los recursos energéticos que componen la red. En la práctica, el concepto que tiene más futuro es el
derivado de la agregación virtual de los recursos de generación que permite crear plantas virtuales, típicamente con
un mix compuesto por varias tecnologías que se complementen entre sí. Las plantas virtuales participarán en el
mercado de electricidad como una entidad única que gestionará el reparto de la energía total a suministrar entre
los diferentes recursos agregados. De esta manera, siguiendo el nuevo paradigma del sector, se independiza la conexión física de los recursos energéticos controlada por el distribuidor, de la energía suministrada, gestionada por
un agregador que bien pudiera ser el comercializador. Este concepto podrá desarrollarse plenamente en un plazo
de varios años. Por ejemplo, los actuales centros de control que integran diversas energías de generación renovable
representan ya un embrión de lo que aquí se denomina redes virtuales.
–50–
Operador
Operador del
del sistema
sistema
Mercado
Mercado de
de energía
energía
Distribuidor
Distribuidor
Agregador
Agregador
Consumidores
Consumidores
residenciales
residenciales
Consumidores
Consumidores
industriales
industriales yy comerciales
comerciales
a)
Cogeneradores
Cogeneradores
Parques
Parques eólicos
eólicos
b)
Figura 2.5. a) microrred; b) agregador virtual de recursos distribuidos.
En la figura de la izquierda se observa cómo un conjunto de consumos residenciales se encuentran unidos eléctricamente entre ellos, y disponen de almacenamiento y generación distribuida, formando una microrred conectada al resto del sistema a través de dos puntos con
seccionamiento inteligente, denominados con la letra «i». En la figura de la derecha, se representa una planta virtual compuesta por viviendas, edificios industriales y comerciales con
generación propia, y plantas de generación eólica y cogeneración, todos ellos gestionados de
forma coordinada por un agente. Este agente envía sus ofertas de gestión de energía, compra
y venta al mercado eléctrico y, además, provee servicios de red al operador del sistema y al
operador de la red de distribución.
2.4. Agentes involucrados
Los agentes involucrados en esta transformación son numerosos, cada uno de ellos con diferentes necesidades, expectativas y responsabilidades.
–51–
Los consumidores o usuarios: sus necesidades se refieren a recibir un servicio con una adecuada
calidad y a un precio razonable. El desarrollo de las redes inteligentes debe basarse en una visión
centrada en los usuarios, promoviendo un mayor interés en las oportunidades que ofrecen los
mercados de electricidad y proporcionando servicios de valor añadido. Por ejemplo, la gestión
del consumo con tarifas en tiempo real que permitan beneficiarse tanto al sistema eléctrico como
a los consumidores de las ventajas de tener una mayor flexibilidad en la demanda (incluso a nivel
de electrodomésticos). Otro ejemplo es la instalación de generación in-house basada en renovables o en formas eficientes de producir calor y electricidad simultáneamente (micro-cogeneración). También la posibilidad de cambiar de proveedor de servicios de acuerdo con las necesidades
y expectativas de los consumidores será una realidad. La respuesta de los consumidores será mejor si se diseñan e implantan campañas de concienciación para un consumo responsable de la
energía. Todo ello conducirá a conseguir un sistema más eficiente y sostenible.
Las compañías de red, transportistas y distribuidores de electricidad deberán satisfacer
las expectativas de los consumidores de forma efectiva, facilitando los procedimientos de
conexión al menor coste posible. Son las compañías las que deberán invertir en las nuevas
tecnologías de redes anteriormente enumeradas para garantizar niveles elevados de calidad
y seguridad en el suministro. Estas empresas, como negocios regulados, deberán recibir las
compensaciones adecuadas y los incentivos correctos para moverse en la dirección deseada.
El marco regulatorio de estos negocios deberá ser estable asegurando un adecuado retorno
de las inversiones realizadas.
Las compañías suministradoras o comercializadoras deberán satisfacer las necesidades
crecientes de los consumidores ofreciendo servicios de eficiencia y gestión energética a precios competitivos. Estas empresas ofrecerán nuevos servicios cuya valoración en términos
económicos y medioambientales sea apreciada por los consumidores. Algunos de estos servicios y productos tendrán como base el consumo horario de sus clientes, e incluso intervalos de tiempo menor, de forma que su demanda, tradicionalmente pasiva, pueda gestionarse
activamente. Es de esperar que la comercialización de electricidad a nivel de consumidores
residenciales sea una actividad de fuerte competencia entre empresas. Sin duda los servicios
ofrecidos y la innovación en tecnologías TIC, para relacionarse con los consumidores, serán
ventajas competitivas que desarrollarán muchos de los conceptos que constituyen la visión
de las redes inteligentes del futuro.
Fabricantes de equipos: serán agentes clave en el desarrollo de nuevas tecnologías colaborando con las empresas de red para su implantación masiva y efectiva. Estas soluciones de–52–
ben compartir una misma visión en cuanto a sistemas abiertos, valor añadido en el largo
plazo e integración con la infraestructura existente. Se necesitan desarrollos innovadores en
equipos de red, interfaces para conexión de generación distribuida y gestión de la demanda,
y sistemas de información y gestión.
Promotores y operadores de generación renovable y generación distribuida: la integración de este tipo de generación en la operación del sistema y su participación en los mercados
es de máxima prioridad para poder conseguir los niveles de penetración elevados que se están fijando en los planes de política energética. Para ello deben desarrollarse normativas y
estándares de interconexión a la red de estos equipos y se debe incentivar su participación en
los mercados y la provisión de servicios al sistema: control de tensiones, garantía de suministro en horas punta, reservas de potencia, funcionamiento en isla o arranque en negro. Todo
ello contribuirá a una integración más armónica de una potencial penetración masiva de estas tecnologías.
Reguladores: la transformación descrita sólo tendrá lugar si se encuentra respaldada por un
marco regulatorio claro y estable con reglas armonizadas para toda Europa. Los incentivos
de este marco deben ir alineados para conseguir una red segura con acceso abierto para todos
los agentes y con una remuneración adecuada de las inversiones, manteniendo los costes del
servicio tan bajos como sea posible, pero incorporando la innovación necesaria. En este sentido deberán implantarse mecanismos explícitos para incentivar la innovación.
2.5. Beneficios esperados
La referencia (IEA, 2010) señala a las compañías eléctricas, consumidores y la sociedad en su
conjunto como los protagonistas y principales afectados tanto de los costes como de los
beneficios derivados del desarrollo de las redes inteligentes.
Desde el punto de vista de las compañías eléctricas, las redes inteligentes significarán nuevos
costes pero también ahorros en cuanto a inversiones en infraestructuras y operación y mantenimiento de las mismas. De un lado, las nuevas tecnologías de generación de tipo renovable o los nuevos usos finales de electricidad, por ejemplo los vehículos eléctricos, supondrán
inversiones en nuevas infraestructuras. De otro lado, las posibilidades que ofrecen las redes
inteligentes para disminuir las puntas de consumo, o gestionar los recursos variables, como
el viento, junto con generación flexible y despachable mediante una gestión integrada, per–53–
mitirán ahorrar costes también en infraestructuras. Los costes de operación y mantenimiento podrán reducirse mediante nuevas tecnologías de monitorización y control de redes, medida y facturación de clientes en modo remoto y reducción de gastos en combustibles fósiles
debido a menores pérdidas y mayor eficiencia.
Los consumidores podrán gestionar sus consumos para disminuirlos en las horas de punta
donde los precios son mayores y aumentarlos en las horas de menor consumo beneficiándose de menores precios. Esto significará un ahorro en el pago de la factura energética que
necesariamente seguirá dependiendo de la evolución de los precios de los combustibles en el
futuro: petróleo, gas, carbón y nuclear.
En general, los costes medioambientales y los beneficios en términos de seguridad de suministro para el conjunto de la sociedad no están recogidos en los costes y precios de las diferentes
tecnologías para producir, transportar y consumir la energía. La regulación debe ir incorporando las emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad de suministro como partes integrantes del precio final de la electricidad. Para que los beneficios asociados a la implantación de
las redes inteligentes tengan lugar y puedan materializarse, es necesario que la regulación y el
diseño de los mercados internalicen los costes que supone tener un sistema más limpio, seguro
y eficiente y se identifique en qué manera esto afecta a los distintos agentes involucrados.
Asimismo, entre los beneficios que la referencia (IEA, 2010) identifica asociados al desarrollo de las redes inteligentes se encuentran:
• Mejora en la fiabilidad del suministro reduciendo las interrupciones y las perturbaciones
y disminuyendo la probabilidad y las consecuencias de los apagones.
• Ventajas económicas derivadas de menores precios de la electricidad, lo que podrá suponer creación de puestos de trabajo y estímulo económico.
• Mejora de la eficiencia y gestión de las instalaciones debido a la reducción de la demanda
en horas punta y a una mejor utilización de las instalaciones para producir y transportar
la electricidad, lo que también conducirá a menores pérdidas en el transporte y distribución de la electricidad.
• Ventajas medioambientales debidas a la reducción de emisiones de efecto invernadero
mediante una mayor penetración de generación basada en renovables, vehículos eléctricos, programas de eficiencia energética y mejoras en la eficiencia en los procesos de producción y consumo de la electricidad.
–54–
Seguridad
suministro
Fiabilidad
Permiten incrementar la generación distribuida (renovable, cogeneración
y almacenamiento)
■
■
Facilitan la respuesta de la demanda (reducción del consumo en horas punta)
■
■
Mejoran la transparencia y gestión en los mercados
■
■
Aumentan la eficiencia energética en el sistema eléctrico y en los consumos finales
de energía
■
■
Mejoran la localización y reparación rápida de los fallos y averías en el sistema
■
■
Facilitan una integración masiva y gestionable de vehículos eléctricos
■
■
Aumentan la necesidad de seguridad en el ciberespacio
■
■
Atributo de las redes inteligentes
■ Impacto positivo.
■ Potencial impacto negativo que debe ser gestionado adecuadamente.
■ Impacto pequeño o despreciable.
Tabla 2.2. Impactos sobre la seguridad y fiabilidad de suministro de las redes inteligentes.
Fuente: IEA, 2010.
• Aumento de la seguridad haciendo el sistema más invulnerable a ataques o desastres naturales, y aumentando la diversificación en fuentes de generación tanto renovables como no
renovables.
• La seguridad de las personas también aumentará disminuyendo los accidentes relacionados con el manejo y uso de las instalaciones y equipos.
En la tabla 2.2 se muestran los impactos positivos y potenciales impactos negativos sobre la
seguridad de abastecimiento (disponibilidad de energía) y sobre la fiabilidad del suministro
(interrupciones de suministro debidas a fallos en las redes) asociados con la implantación de
redes inteligentes.
Por último, en Estados Unidos un estudio del Pacific Northwest National Laboratory
(PNNL) estima entre 46 y 117 mil millones de dólares los ahorros en infraestructuras de–55–
25
Beneficios (Billones $)
20
15
10
5
0
Capacidad
adicional
Transporte
Factor de
capacidad
Distribución
Interrupciones
Eficiencia en
los consumos
Consumidor
Coste de
capital
Servicios
complementarios
Generación
Figura 2.6. Beneficios estimados asociados a las redes inteligentes.
Fuente: Research Reports International, 2007 y Pacific Northwest Nationa Laboratory.
bido a la implantación de tecnologías de redes inteligentes en los próximos 20 años. Otro
estudio (Walter Baer, 2004) cifra en 15 mil millones de dólares por año los ahorros que se
obtendrán asociados a la reducción en un tercio de las interrupciones de suministro debidas a fallos en los sistemas de transporte de electricidad y en un quinto a las debidas a fallos en los sistemas de distribución. Finalmente, el PNNL proporciona la figura 2.6 como
ilustrativa de los beneficios estimados en miles de millones de dólares en valor presente
para los próximos 20 años. En esta figura los beneficios se clasifican atendiendo a los agentes que los disfrutarán: transportistas, distribuidores, generadores y consumidores; y a los
diferentes conceptos de ahorro involucrados: reducciones en capacidad instalada, aumento del factor de capacidad o utilización de las instalaciones, menores interrupciones de
suministro, aumento de la eficiencia energética en los consumos finales, reducción de los
costes de capital y menores costes en la provisión de los servicios complementarios para la
operación del sistema.
–56–
2.6. Necesidades de regulación
La transformación de las actuales redes de transporte y distribución de electricidad para
conseguir las prestaciones requeridas a las redes inteligentes del futuro supondrá importantes volúmenes de inversión en nuevas instalaciones y equipos con dosis elevadas de innovación y desarrollo. Mucho de este esfuerzo estará relacionado con la implantación de
sistemas más complejos y sofisticados de información, comunicaciones y control. Además,
las instalaciones actuales se modernizarán reemplazando las más obsoletas y creando
mayor redundancia y flexibilidad para mejorar la fiabilidad de suministro y conectar nuevos emplazamientos de generadores y consumidores. También los costes de operación y
mantenimiento deberán ser reevaluados de acuerdo con la nueva estructura y funciones
proporcionadas por las redes inteligentes. En este sentido, el diseño e implantación de una
adecuada regulación será esencial para alinear los recursos financieros y tecnológicos de
las compañías eléctricas y demás agentes involucrados, con la consecución de los objetivos
perseguidos.
La regulación debe identificar las barreras que obstaculizan el cambio y encontrar soluciones regulatorias para eliminarlas. Las nuevas opciones regulatorias deben encontrar el equilibrio de intereses entre los diferentes agentes involucrados.
La regulación debe encontrar las formas para que las compañías reguladas de infraestructuras de red sean más innovadoras. Estas compañías deberán identificar y priorizar soluciones
que sean más eficientes que las actualmente utilizadas para satisfacer las necesidades de los
consumidores. El regulador deberá incentivar la implantación de proyectos innovadores que
incorporen nuevas funcionalidades.
Los actuales marcos regulatorios no contemplan la posibilidad de cambios radicales que
supongan soluciones más avanzadas y radicales pero de alto riesgo. El reto consiste en encontrar formas para que estos desarrollos tengan lugar compartiendo riesgos entre los agentes involucrados y los consumidores.
El marco regulatorio debe prever cómo repartir los elevados costes asociados a las inversiones necesarias y permitir también a las compañías beneficiarse de las mejoras de eficiencia
conseguidas.
El papel de las compañías distribuidoras es relevante a la hora de facilitar una integración
eficiente de la generación distribuida. Los aspectos ligados a la inversión eficiente en redes,
–57–
la automatización y control de dicha generación y el impacto sobre las pérdidas de energía
son temas que deben ser tratados adecuadamente por el marco regulatorio de la actividad de
distribución. La implantación de sistemas de medida masiva y telegestión suponen un reto
económico y técnico para estas empresas del que pueden verse beneficiadas a la hora de mejorar la operación de la red y la calidad del suministro. El diseño de tarifas de uso de red que
reflejen los costes incurridos es otro aspecto clave para promover eficiencia en el aprovechamiento de las instalaciones existentes.
Finalmente, se comentan algunas de las recomendaciones de (ERGEG, 2010) sobre los aspectos regulatorios asociados con la introducción de las tecnologías y productos de redes
inteligentes:
• Asegurar un marco regulatorio estable en el largo plazo que permita recuperar las inversiones eficientes en redes a una tasa de retorno razonable.
• Establecer mecanismos para desacoplar los beneficios de las compañías de red de los volúmenes de energía suministrada, de tal forma que no se desincentiven las medidas de
ahorro y eficiencia energética o la producción de electricidad conectada a las redes de distribución.
• Centrar la regulación en indicadores que reflejen la calidad de los servicios suministrados
y el comportamiento o desempeño de las empresas, es decir, regulación por incentivos.
• Promocionar mecanismos de concienciación de los consumidores con el uso que hacen de
la energía y acciones para involucrar a dichos consumidores en la gestión de los sistemas
en coordinación con suministradores y operadores de redes.
• Promover la implantación de soluciones de redes inteligentes cuando éstas sean más eficientes que las tradicionales inversiones en redes, incentivando la innovación.
• Analizar los costes y beneficios involucrados en diferentes proyectos de demostración
desagregados para cada uno de los agentes participantes y la sociedad en su conjunto; de
esta forma se podrán dar recomendaciones para guiar las decisiones de política energética
y regulatorias.
• Cooperar con las asociaciones y organismos de normalización, compañías y fabricantes
para el desarrollo de, por ejemplo, protocolos abiertos y estándares para gestión e intercambio de información con vistas a conseguir la interoperabilidad de equipos y sistemas
que conformen la red inteligente.
–58–
• Clarificar la diferencia entre aquellos desarrollos que corresponden a las actividades reguladas de red y aquellas otras oportunidades de negocio a desarrollarse en forma competitiva por nuevos agentes (por ejemplo agregadores de recursos distribuidos o recarga de
coches eléctricos) y monitorizar la posible transferencia de recursos o subsidios cruzados
entre ambos tipos de actividades.
Referencias
Baer W. et. al., Rand Corp. «Estimating the Benefits of the GridWise Initiative Phase I Report» May 2004.
Casado, J. (ed.). (2003). Generación Eléctrica Distribuida. Fundación Gas Natural Fenosa.
Council of European Energy Regulators (CEER) and European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG). (2010) «Smart Grids and Smart Energy Regulation Can Help
Implement Climate Change Objectives». 2010. Disponible en www.energy-regulators.eu.
EPRI. (2010). «Smart Grid Demonstration Initiative: Two Years Update», disponible en la
web http://www.smartgrid.epri.com.
European Commission. (2006). «European Smart Grids Technology Platform: Vision and
Strategy for Europe´s Electricity Networks of the Future». Directorate for Research.
European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG). «Position paper on smart
grids: an ERGEG conclusions paper». Ref: E10-EQS-38-05. 10 June 2010.
International Energy Agency (IEA). (2010). «Technology Roadmaps: Smart Grids Global
Status and Vision to 2050». Draft February 3.
Plataforma Española de Redes Eléctricas «Visión Estratégica de Futured», disponible en la
web http://futured.es/
Research Reports International. «Understanding the Smart Grid». 1st Edition. August 2007.
The Aspen Institute. (2009). «An Electricity Grid for the 21st Century». Energy Policy Forum.
–59–
Enlaces de interés
http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm
http://www.smartgrids.eu/
http://smartgrid.ieee.org/
http://smartgrid.epri.com/Index.aspx
http://www.oe.energy.gov/smartgrid.htm
http://www.sgiclearinghouse.org/
http://www.smartgridnews.com/index.html
http://www.energy-community.org/pls/portal/docs/744178.PDF
–60–
3
La generación distribuida y la gestión
activa de la demanda en las redes
inteligentes
«Gobernar sobre muchas personas como si fueran poco es una cuestión de dividirlas en grupos
o sectores: es organización. Batallar contra un gran número de tropas como si fueran pocas es
una cuestión de demostrar la fuerza, símbolos y señales..», Sun Tzu. El Arte de la Guerra
Como se mencionó en el capítulo anterior, las redes de distribución inteligentes estarán en
parte motivadas por la aparición a gran escala de nuevos tipos de usuarios de estas redes.
Estos nuevos usuarios son denominados genéricamente como recursos energéticos distribuidos. Dentro de éstos, la generación distribuida (GD) y la demanda eléctrica gestionable
son los dos tipos de nuevos recursos que presumiblemente serán más comunes en las redes
de distribución en el corto plazo.
La integración a gran escala de los recursos energéticos distribuidos conlleva importantes desafíos. Haciendo una analogía con la cita de Sun Tzu que abre este capítulo, los operadores de las
redes eléctricas tradicionalmente han tenido que batallar contra un gran número de consumidores y generadores distribuidos que se comportaban de manera pasiva. Esto se ha logrado
fundamentalmente mediante inversiones en activos convencionales de red. No obstante, cabe
preguntarse si un enfoque alternativo daría resultados más eficientes. En este sentido, las redes
inteligentes permitirán gobernar estos nuevos recursos distribuidos de manera que todos ellos
contribuyan a la seguridad, integridad y calidad de suministro según sus capacidades. Esto requerirá que los recursos distribuidos adopten un papel más flexible, que los operadores de las
redes adopten nuevas estrategias adaptadas a la nueva situación y que exista un marco regulatorio que asigne deberes y responsabilidades a la vez que envíe las señales adecuadas a cada agente.
–61–
Este capítulo profundizará en los conceptos de GD y gestión activa de la demanda, otros
términos relacionados y las tecnologías implicadas. Asimismo, se estudiarán los motivos
para su aparición y los posibles efectos que pueden ocasionar. Finalmente, se estudiará el
papel de las redes inteligentes de cara a la integración de estos recursos energéticos distribuidos.
3.1. La generación distribuida
El término generación distribuida se emplea muy frecuentemente hoy en día. Sin embargo,
no existe una definición unívoca y comúnmente aceptada de qué es la GD. Dependiendo de
los autores, el concepto de GD empleado puede variar en función de aspectos tales como el
tamaño de las instalaciones, la ubicación del punto de conexión o la tecnología de generación
(Ackermann et al., 2001).
El Artículo 2 de la Directiva Europea 2009/72/CE define la GD como «las instalaciones de
generación conectadas a las redes de distribución», en oposición a los generadores convencionales, conectados a la red de transporte. No obstante, la frontera entre las redes de transporte y distribución varía entre países (Figura 3.1)1. Por lo tanto, según la definición anterior,
una misma instalación podría considerarse GD en un país y no en otro.
Otro aspecto relacionado con la GD, no considerado específicamente en la definición de la
Directiva, es su proximidad a los puntos de consumo. Este punto es relevante ya que la generación distribuida tiende a ser más beneficiosa para el sistema (retraso de inversiones, reducción de pérdidas, etc.) cuanto más cercana e integrada esté con la demanda. De hecho,
algunos autores únicamente consideran este tipo de generación, como por ejemplo cogeneración o solar fotovoltaica integrada en la edificación, como GD. En cualquier caso, los generadores que se encuentran alimentando cargas permanentemente aisladas de la red principal o los grupos electrógenos destinados a suministrar energía a consumidores sensibles
únicamente en caso de interrupción, como por ejemplo en hospitales o aeropuertos, no se
suelen considerar como GD ya que no interactúan con la red de distribución.
1. En España, el RD 1955/2000 establece que las redes de distribución están compuestas por todas aquellas instalaciones que operen con una tensión inferior a 220 kV.
–62–
3. La generación distribuida y la gestión activa de la demanda de las redes inteligentes
Austria
Bélgica
Chipre
República Checa
Finlandia
Francia
Alemania
Hungría
Irlanda
Italia
Lituania
Luxemburgo
Países Bajos
Noruega
Polonia
Portugal
Eslovaquia
Eslovenia
España
Suecia
Turquía
Reino Unido
0
100
200
300
400
Nivel de tensión (kV)
Nivel de tensión de distribución
Nivel de tensión de transporte
Figura 3.1. Niveles de tensión considerados como redes de transporte y distribución en diferentes países.
Fuente: ERGEG, 2006.
Con el fin de no perder generalidad, a lo largo de este capítulo se adoptará la definición dada
por la directiva europea, añadiendo la posibilidad de que un consumidor posea una pequeña
instalación generadora que autoabastezca sus cargas. Esta última alternativa ya existe en algunos países y podría darse en España en un futuro. Por lo tanto, consideraremos que:
«generación distribuida son todas aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica
conectadas a la red de distribución de manera directa o a través del contador de un consumidor de electricidad».
–63–
Otro aspecto relevante para comprender qué es la GD es quién ostenta la propiedad y, por
consiguiente, quién decide sobre la localización y operación de la misma. En algunos lugares, tales como los EE.UU. o Australia, la propia compañía de distribución es la propietaria
de las unidades de GD. Esto presenta la ventaja de que el distribuidor puede ubicar y operar
las plantas de la manera más eficiente para la red. Sin embargo, pueden surgir ciertas ineficiencias (subsidios cruzados) o la discriminación de los generadores pertenecientes a otros
agentes frente a las unidades que posee el distribuidor. Por ejemplo, en caso de tener que
desconectar una unidad de GD debido a una sobrecarga, el distribuidor tendría que elegir
cuál de las unidades desconecta, lo que conllevaría un perjuicio económico para el generador.
Por estos motivos, la Directiva Europea 2009/72/CE impone una separación legal y funcional de actividades. Como consecuencia, aquellos distribuidores con más de 100.000 suministros no pueden tener GD en propiedad en los Estados Miembros. Los propietarios de la
GD son, por tanto, inversores privados, que pueden ser desde empresas de generación pertenecientes al mismo grupo empresarial hasta particulares. Dado que ésta es la situación
mayoritaria en España, a lo largo de este capítulo, a menos que explícitamente se mencione
lo contrario, se asumirá que existe una separación de actividades y por consiguiente los distribuidores no pueden decidir la localización y operación de la GD.
3.1.1. Motivos de la aparición de generación distribuida
La generación distribuida no es, generalmente, económicamente competitiva frente a la producción centralizada de electricidad. Esto es debido a las economías de escala existentes en
la generación de electricidad y a la falta de madurez de muchas tecnologías de GD. Por consiguiente, la adopción de generación distribuida viene motivada por razones diferentes a la
de la generación convencional.
En los países donde la regulación así lo permite, las compañías de distribución podrían decidir instalar generadores distribuidos con el fin de reducir las pérdidas o como alternativa a la
inversión en transformadores o líneas. Por otro lado, algunos consumidores pueden decidir
instalar grupos de generación con el único fin de reducir las puntas de demanda o para aplicaciones de cogeneración, reduciendo así su factura energética. Sin embargo, lo más habitual
es que la GD surja gracias a incentivos económicos para su instalación, incluyendo los casos
anteriores en que consumidores finales querían reducir su gasto energético gracias a la GD.
–64–
Estos estímulos económicos estarían justificados por los beneficios, fundamentalmente medioambientales, que estos generadores traen consigo. En la práctica, es posible que varios de
estos sistemas de incentivación coexistan en un país.
De cara a incentivar la GD conectada aguas abajo del contador de un consumidor, en algunos países se han implantado esquemas de medición por consumo neto. Este sistema consiste en que los consumidores, gracias a pequeños equipos de generación, puedan reducir su
consumo o incluso inyectar energía a la red en determinados períodos, pagando únicamente
por el consumo neto de electricidad que realizan. Dado que las tarifas que pagan los consumidores finales incluyen, además del coste de la energía, otros costes del sistema (redes de
transporte y distribución, operador del mercado, gastos de seguridad de suministro, etc.),
estos esquemas constituyen una forma indirecta de incentivación de la GD.
Por otro lado, existen muchos mecanismos de apoyo directo a la producción de electricidad mediante energías renovables o cogeneración. Estos mecanismos comprenden los
subsidios directos a la inversión, exenciones fiscales, tarifas reguladas de venta (feed-in tariffs), primas sumadas al precio del mercado (feed-in premiums) y los certificados verdes. En
España, los generadores en régimen especial pueden escoger entre recibir una tarifa regulada o una prima. Las tarifas reguladas son una cantidad que se paga a los generadores por
cada kWh producido. De esta manera, los productores pueden verter a la red la totalidad
de su producción, percibiendo por ello una cantidad conocida de antemano. En cambio, el
sistema de primas consiste en sumar una cantidad fija por cada kWh producido al precio
resultante en el mercado mayorista. Esta opción se halla a medio camino entre las tarifas
reguladas y la eliminación de la remuneración regulada. Por este motivo, el sistema de
primas se suele considerar un paso más hacia la verdadera integración de la generación
renovable y distribuida.
3.1.2. Tecnologías de generación distribuida
Bajo la denominación de generación distribuida, entendida tal y como se describió anteriormente, puede encontrarse una gran variedad de tecnologías de generación diferentes empleando multitud de fuentes primarias de energía, lo que lleva a que se puedan hacer diferentes
clasificaciones de las tecnologías de generación distribuida en función del criterio utilizado.
Los criterios de clasificación más importantes son los siguientes:
–65–
• Grado de controlabilidad, es decir, si es posible regular la producción del generador. El
grado de controlabilidad determinará si un generador es capaz de responder a señales
económicas o instrucciones del operador y depende esencialmente de la fuente primaria
de energía utilizada. Serían controlables aquellas tecnologías que empleen combustibles
fósiles (gas natural o gasóleo) o bien elementos residuales (biomasa, biogás, residuos sólidos urbanos o gas de vertedero). Asimismo, algunos tipos de centrales minihidráulicas
también pueden ser controlables. En cambio, las tecnologías no controlables emplean
como fuente de energía un recurso intermitente. En este grupo se pueden encontrar la
eólica, solar fotovoltaica, solar termoeléctrica2, minihidráulica, geotérmica o energías marinas.
• Interfaz de conexión a red. En términos generales, pueden encontrarse generadores
conectados a través de un inversor, generadores asíncronos, generadores asíncronos doblemente alimentados o generadores síncronos. Esta clasificación determina fundamentalmente las capacidades técnicas de proveer determinados servicios complementarios y
así contribuir a la operación de las redes y facilitar su integración.
• Fuente de energía primaria utilizada para la producción de electricidad. La GD puede
emplear diversos recursos primarios como fuente energética. Éstos suelen dividirse en
renovables y no renovables. Según la Directiva 2009/28/CE, son renovables las energías
«eólica, solar, aerotérmica, geotérmica, hidrotérmica y oceánica, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración de gas y biogás». Las fuentes no renovables comprenden todas las provenientes de combustibles fósiles no incluidas en la lista
anterior.
En España, el RD 661/2007 realiza una clasificación de las tecnologías incluidas en el régimen
especial, esto es, generadores que tienen derecho a la percepción de primas o tarifas reguladas.
Ha de señalarse que no todos los productores en régimen especial se corresponden con GD
ni todos los generadores distribuidos en España han de estar incluidos en el régimen especial.
No obstante, en España prácticamente la totalidad de la generación conectada a las redes de
distribución pertenece al régimen especial. En cambio, como se mostrará más adelante, no
todos los generadores en régimen especial se conectan a redes de distribución. Las tecnologías del régimen especial más relevantes en el ámbito español son las siguientes:
2. El almacenamiento o la hibridación pueden hacer que la energía termoeléctrica sea parcialmente controlable.
Sin embargo, en este documento se considerará no controlable al depender fundamentalmente de un recurso
renovable intermitente.
–66–
• La cogeneración es «la generación simultánea en un proceso de energía térmica y eléctrica
y/o mecánica», según la define la Directiva 2004/8/CE. Los calores residuales aprovechados en la cogeneración pueden emplearse para abastecer la demanda térmica de determinados procesos industriales o para la calefacción de invernaderos y edificios comerciales o
residenciales. Asimismo, el calor recuperado puede emplearse para refrigeración mediante
las tecnologías apropiadas (ciclo de absorción). El combustible más habitualmente empleado es el gas natural, aunque también pueden emplearse para cogeneración el gasóleo, la
biomasa o el biogás. Las tecnologías de cogeneración incluyen los motores de combustión
interna, microturbinas de gas o pilas de combustible.
• La energía eólica emplea la energía cinética del viento para girar un eje mediante unas
aspas al cual se acopla un generador eléctrico. Los aerogeneradores más empleados actualmente son los de eje horizontal y tres palas con perfil alar, ya que esta configuración es la
más eficiente para los rangos en que suele mover la velocidad del viento. Recientemente,
la electrónica de potencia está permitiendo avanzar hacia un mayor grado de controlabilidad de los generadores eólicos. Generalmente, los parques eólicos modernos cuentan con
varias decenas de MW instalados.
• La energía solar fotovoltaica convierte la radiación solar, tanto directa como difusa, en
energía eléctrica gracias al efecto fotoeléctrico. Dado que los paneles fotovoltaicos producen electricidad en corriente continua, estas instalaciones se conectan a red siempre a través
de un inversor. El tamaño de las plantas fotovoltaicas puede ir desde unos pocos kW para
instalaciones situadas sobre edificios, hasta unos 5 MW para las grandes huertas solares.
• La energía solar termoeléctrica emplea la radiación solar directa como sustituto de los
combustibles para accionar máquinas térmicas convencionales, como los motores Stirling
o las turbinas de vapor. Para ello es preciso concentrar los rayos solares gracias a espejos,
alcanzando muy elevadas temperaturas. Actualmente, existen cuatro tipos de centrales
termosolares utilizadas para la producción de electricidad: colectores cilindroparabólicos,
colectores Fresnel, torre con helióstatos y discos parabólicos. Las plantas termosolares
más frecuentes en la actualidad son las de torre, con tamaños de entre los 10 y los 20 MW,
y las de receptores cilindroparabólicos, típicamente con 50 MW de potencia.
• La energía minihidráulica, al igual que las grandes centrales hidráulicas, funciona haciendo girar los álabes de una turbina mediante la caída de agua entre dos puntos de diferente
altura. Las centrales minihidraúlicas pueden situarse a las faldas de un pequeño embalse
desde el cual se hace caer agua a través de una tubería hasta las turbinas, o bien en el mar–67–
gen de un río del cual se canaliza agua hasta la central y que posteriormente es devuelta al
mismo río. Las centrales minihidráulicas presentan tamaños de entre 1 MW y 20 MW.
3.1.3. La generación distribuida en España
España cuenta con un notable grado de penetración de energías renovables y de cogenera-ción. Más concretamente, en el año 2010 el régimen especial ascendía al 34% de la
potencia instalada y produjo un tercio de la demanda eléctrica en la península (REE,
2010). La tabla 3.1 muestra las potencias instaladas de las tecnologías más relevantes del
régimen especial.
No obstante, no toda esta generación se conecta a las redes de distribución, es decir, no toda
esa capacidad corresponde a GD. La figura 3.2 presenta, para diferentes tecnologías, el porcentaje de la capacidad instalada que se halla conectada a cada nivel de tensión. Como puede
verse, la mayoría de la potencia de régimen especial se conecta a redes de distribución excepto en los casos de la eólica y la termosolar. Según los porcentajes mostrados en la figura 3.2
y la información dada por REE, en España habría una potencia instalada de GD a finales de
Tecnología
Eólica
19.986
Solar fotovoltaica
3.899
Solar termoeléctrica
532
Minihidráulica (≤ 10 MW)
1.421
Minihidráulica (> 10 MW, ≤ 50MW)
619
Cogeneración
6.164
Biomasa
536
Biogás
200
Residuos sólidos urbanos
212
Tabla 3.1. Capacidad instalada en régimen especial en España a diciembre de 2010.
Fuente: CNE.
–68–
100%
100%
75%
75%
50%
50%
25%
25%
0%
Cogeneración
0-1 kV
Solar
fotovoltaica
1-36 kV
Solar
termoeléctrica
36-72,5 kV
Eólica
72,5-145 kV
Minihidráulica Minihidráulica
(≤ 10 MW) (> 10 MW ≤ 50 MW)
Otras
145-400 kV
Figura 3.2. Porcentaje de la capacidad de cada tecnología del régimen especial que se conecta a cada nivel
de tensión, a 31 de diciembre de 2010.
Fuente: CNE.
2010 de en torno a 22 GW, lo que representaría algo más del 21% de la capacidad total de
generación en España.
Las energías eólica y fotovoltaica, junto con la cogeneración, suponen cerca del 84% de estos
22 GW. Sin embargo, muchas de las instalaciones eólicas y fotovoltaicas conectadas a redes
de distribución en España se hallan, al contrario que las plantas de cogeneración, ubicadas
lejos de los puntos de consumo. Por este motivo, algunos autores no incluirían estas instalaciones dentro del ámbito de la GD.
3.1.4. Impacto de la generación distribuida sobre la red
de distribución
La conexión de un elevado número de generadores distribuidos afecta en gran medida al diseño y funcionamiento de las redes de distribución. Estos efectos pueden ser tanto positivos
–69–
0%
como negativos en función de muy diversas variables. Por lo tanto, analizar estos impactos
es esencial para poder establecer los mecanismos técnicos y regulatorios que permitan integrar la GD de una manera más eficiente.
Tradicionalmente, la planificación de las redes de distribución se ha realizado de manera
que la red fuera capaz de suministrar la demanda punta esperada en condiciones seguras,
considerando unos requisitos de calidad de suministro y tratando de minimizar las pérdidas.
La máxima potencia demandada por los consumidores ha constituido por tanto el criterio
fundamental de diseño de las redes. Sin embargo, la conexión a gran escala de GD puede
obligar a revisar estas prácticas.
Diversos estudios han demostrado que la GD puede permitir a los distribuidores a retrasar
o evitar nuevas inversiones de red con el consiguiente ahorro que esto supondría (Méndez et
al., 2006). Esto es debido a que la cercanía de la GD a los consumidores hace que venga menos energía desde los niveles de tensión superiores, reduciendo así el grado de carga de los
elementos de la red. Sin embargo, diversas barreras dificultan la obtención de estos beneficios en la práctica.
El principal obstáculo es que la GD no amolda su producción al estado de la red. Consiguientemente, podría ocurrir que en momentos de máxima demanda la GD no generara lo estimado a la hora de diseñar la red y esto diera lugar a sobrecargas o interrupciones. Actualmente, el distribuidor sería el responsable único de resolver estas situaciones (Trebolle et al.,
2010). Los motivos para que esto sea así son, por un lado, regulatorios, ya que los GD reciben escasos incentivos económicos para tener en cuenta la situación de la red; y, por otro,
técnicos, ya que algunas de las tecnologías de GD no son controlables. Por otro lado, tal y
como ilustra la figura 3.3, en zonas con una alta penetración de GD puede ser necesario reforzar la red para evacuar la producción local que en algunos momentos puede exceder la
demanda máxima (Cossent et al., 2011).
Respecto a la operación de la red de distribución, ésta se ha caracterizado por ser realizada
de manera fundamentalmente pasiva y con una baja monitorización de la situación de la red
en las redes MT y BT, muy especialmente en éstas últimas. Esto era posible gracias a que normalmente los flujos de energía eran fácilmente predecibles y unidireccionales. Sin embargo, la
presencia de GD en las redes de distribución modifica este paradigma, ya que diversos aspectos relacionados con la operación de estas redes pueden verse afectados significativamente. El
sentido, positivo o negativo, y la magnitud de estos impactos depende de múltiples factores
entre los que destacan el grado de penetración de GD o cuán activo sea el papel de la GD.
–70–
130%
Incremento de los costes de inversión
y mantenimiento al aumentar
la penetración de GD (%)
120%
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Demanda Demanda Demanda Demanda
2008
2020
2020
2020
71%
26%
92%
162%
2008
2020
2020
2020
1%
1%
16%
33%
2008
2020
2020
2020
11%
7%
12%
21%
GD 2008
GD 2008
GD 2008
GD 2008
GD 2020
media
Holanda
GD 2020
alta
GD 2008
GD 2020
media
Alemania
GD 2020
alta
GD 2008
GD 2020
media
GD 2020
alta
España
Figura 3.3. Aumento de los costes de distribución al introducir niveles crecientes de GD en tres redes
de distribución diferentes.
Fuente: Proyecto IMPROGRES (Cossent et al., 2011).
En primer lugar, la presencia de GD puede producir complicaciones a los esquemas de protección de las redes de distribución, debido a su contribución a las corrientes de falta. Asimismo, la GD puede afectar negativamente a los sistemas de control de tensiones interfiriendo
con el funcionamiento de reguladores de tensión y baterías de condensadores (Walling et al.,
2008). No obstante, estos problemas se pueden solucionar de una manera relativamente sencilla mediante una adecuada integración de la GD, que podría incluso contribuir a mejorar el
perfil de tensiones de la red de distribución (Chiradeja y Ramakumar, 2004).
Como ya se ha mencionado con anterioridad, las empresas de distribución tienen la misión de
minimizar las pérdidas de energía en sus redes, donde se producen la mayor parte de las pérdidas totales del sistema. La GD altera los flujos de energía por las redes, lo que a su vez
afecta a las pérdidas de energía que se producen. Estudios demuestran que niveles moderados
de GD permiten reducir las pérdidas producidas en las redes de distribución. No obstante, a
–71–
5
Pérdidas (%)
4
3
2
1
0
0
20
40
60
80
100
Penetración (%)
Cogeneración tipo 1
Cogeneración tipo 2
Eólica
Fotovoltaica
Generación
de base
Figura 3.4. Impacto de diferentes tecnologías de GD sobre las pérdidas.
Fuente: Méndez et al., 2006.
medida que aumenta el grado de penetración, la tendencia se invierte y las pérdidas podrían
crecer de nuevo incluso a niveles superiores a los que se producirían en ausencia de GD (Figura 3.4). Los factores más relevantes que afectan a las pérdidas son la concentración y penetración de GD, así como las tecnologías de producción presentes (Méndez et al., 2006) y su
perfil de producción respecto al perfil de demanda.
Finalmente, la continuidad de suministro no es totalmente ajena a la presencia de GD. Los
efectos sobre las protecciones ya descritos pueden aumentar el número de interrupciones o
el tiempo necesario para reponer el servicio. En cambio, la existencia de elementos activos en
las redes de distribución podría permitir suministrar electricidad a los consumidores finales
en caso de desconexión de la red principal mediante el funcionamiento en isla de una parte
de la red (Liu et al., 2010). Sin embargo, el funcionamiento en isla controlado es muy complicado de realizar con el grado de monitorización y control actual. No obstante, sí que se
producen funcionamientos en isla no controlados de algunos tramos de la red en determinadas circunstancias y sin que los operadores de la red sean conscientes de ello. Este hecho
debe ser evitado, ya que pueden dañarse determinados equipos y dificultar la reposición del
servicio poniendo en riesgo la seguridad de las personas dedicadas a reparar la red.
–72–
3.1.5. El papel de la generación distribuida en las redes
de distribución inteligentes
Anteriormente se han repasado los impactos que la conexión de GD puede tener sobre las
redes de distribución. Estos efectos pueden ser tanto positivos como negativos dependiendo
de múltiples factores, entre los que destacan la integración geográfica y temporal de la producción con la demanda a nivel local, las tecnologías de GD y la manera en que se opere la
red de distribución. En términos generales, la integración de la GD será más eficiente cuanto
más próxima se sitúe la GD de los puntos de consumo, y en volúmenes similares de potencia,
y cuando la operación de la red se realiza de una manera más activa. Esto no quiere decir que
la integración a gran escala de la GD no pueda lograrse mediante tecnologías convencionales. Sin embargo, esto conllevaría un incremento muy significativo de los costes de inversión
en activos de red.
Por consiguiente, una característica fundamental de las redes de distribución inteligentes ha
de ser una integración eficiente de la GD. Esto conlleva la minimización de los posibles efectos negativos así como el aprovechamiento de las oportunidades que brinda la GD de cara a
la planificación y operación de la red. Esto podría conseguirse bajo las siguientes premisas:
i) Los generadores distribuidos adoptan un rol más flexible y activo de manera que respondan ante las necesidades de la red y del sistema en su conjunto.
ii) Los distribuidores implantan nuevas herramientas de operación y planificación que aumenten la monitorización de la red y consideren la contribución de la GD.
iii) La existencia de un diseño regulatorio que envíe a cada agente unas señales económicas
y/o regulatorias que fomenten comportamientos eficientes.
Actualmente, la compañía de distribución no disponen de todos los medios para conocer el
estado de los generadores distribuidos, es decir si se encuentran o no conectados a la red y
cuál es su producción en cada momento. Así por ejemplo, en el RD 1565/2010 los GD o
agrupaciones de ellos de más de un 1MW deben enviar telemedida al operador del sistema lo
que plantea situaciones en las que el operador del sistema monitoriza una parte de la red de
distribución, que el distribuidor no ve, ya que no dispone de capacidad legal para ello.
Por este motivo, las redes inteligentes ofrecerán, en primer lugar, un mayor grado de monitorización de la GD. Esto, a su vez, facilitará al distribuidor la toma de decisiones de opera–73–
ción más eficientes u obtener determinados servicios de la GD. Estos servicios complementarios podrían comprender la gestión de restricciones a nivel local, el control de tensiones o
el funcionamiento en isla controlado para reducir las interrupciones de suministro. Asimismo, la agregación de pequeñas unidades de GD permitiría obtener servicios adicionales para
la operación del sistema en su conjunto, como el control de frecuencia y la provisión de reservas (ILEX Energy Consulting and UMIST, 2004). En general, la generación controlable,
como la cogeneración, estará mejor posicionada para proporcionar estos servicios.
De esta manera, la GD abandonaría su actual papel de agente pasivo de cara a la red para
convertirse en un sujeto activo con responsabilidades compartidas con la compañía de distribución en lo relativo a la operación de la red. Asimismo, los distribuidores han de adoptar
nuevas estrategias de planificación que aprovechen posibles retrasos en inversiones gracias
a la contribución de la GD (Figura 3.5) y permitan evitar los potenciales problemas causados
por la presencia de GD, como por ejemplo nuevos esquemas de protección. En el capítulo 6
se profundizará en el diseño y funcionalidades de las redes de distribución inteligentes.
Para facilitar esta transformación, la regulación ha de hacer partícipe a la GD de sus impactos
sobre la red mediante las señales económicas apropiadas. Además, podrían permitirse acuerdos bilaterales entre los distribuidores y los generadores distribuidos con el fin de proveer
determinados servicios a la red (Trebolle et al., 2010). Estos acuerdos han de estar parcial-
Opción A
X
20
Opción C
G
20
X
X
Opción A: Ampliar/Reforzar la subestación
• Transformador adicional 33/11 kV
• Dos interruptores adicionales
• Reforzar línea aérea a la subestación primaria
X
Opción B
Opción B: emplear un generador distribuido
• Instalar nuevo generador
• Utilizar un generador existente
Opción C: Invertir en líneas adicionales
Figura 3.5. La GD para aliviar congestiones y como alternativa a refuerzos en la red.
Fuete: ILEX Energy Consulting and UMIST, 2004.
–74–
mente regulados para evitar tratamiento discriminatorio por parte de la compañía de red.
Asimismo, los ingresos permitidos, así como los incentivos regulatorios dedicados a la reducción de pérdidas o la mejora de la continuidad de suministro, percibidos por las compañías de distribución han de tener en cuenta los impactos de la GD. Los aspectos regulatorios se tratarán más en detalle en el capítulo 7.
3.2. La participación activa de la demanda
La participación activa puede definirse como aquellas acciones destinadas a modificar los
patrones de consumo de electricidad con el fin de obtener algún beneficio técnico y/o económico gracias al envío de señales económicas y/o limitaciones en el consumo. La participación activa de la demanda engloba dos conceptos: la respuesta de la demanda (demand response) y gestión activa de la demanda (demand side management) (Eurelectric, 2011).
La gestión activa de la demanda o gestión de carga, ha sido utilizada por la industria de la
energía en los últimos treinta años con el objetivo de «reducir el consumo energético y mejorar en general la eficiencia en el uso de electricidad mediante la aplicación de las políticas y
los métodos que controlan la demanda de electricidad». La gestión activa de la demanda
suele ser una misión tarea de las empresas energéticas para reducir o eliminar las puntas de
demanda, y por tanto, el aplazamiento de inversiones en nuevos activos de distribución. La
gestión activa es un concepto «top-down» ya que son las utilities las que deciden la implementación de medidas de gestión activa en la demanda para incrementar la eficiencia del
sistema eléctrico. Como se muestra en la figura 3.6, las modificaciones de los perfiles de demanda pueden ser de varios tipos; la reducción de las puntas de consumo, llenado de valles
o desplazamiento de algunos consumos de un período de tiempo a otro.
La respuesta de la demanda, por el contrario, implica un enfoque «bottom-up»: los clientes
participan activamente en la gestión de sus consumos a fin de lograr una mayor eficiencia y
por lo tanto obtener beneficios económicos. La respuesta de la demanda se puede definir
como los cambios en el consumo de electricidad de los consumidores finales en respuesta a
los cambios en el precio de la electricidad a través del tiempo.
Además, la respuesta de la demanda incluye todas las modificaciones intencionales de los
patrones de consumo de la electricidad de los consumidores finales que tienen por objeto
alterar el tiempo, el nivel de demanda instantánea, o el total del consumo eléctrico.
–75–
1. Reducción de consumo
0
4
8
12
16
20
• Mejoría en la eficiencia
de equipos y procesos.
• Concienciación sobre
el ahorro energético.
2. Desplazamiento
del consumo de la punta
al valle
24
0
4
8
12
16
20
• Discriminación horaria.
• Respuesta a los precios
del mercado.
3. Llenado de valles
24
0
4
8
12
16
4. Reducción del consumo
en horas punta del sistema
20
• Centrales de bombeo.
• Tecnologías
de almacenamiento
• Recarga de vehículos
eléctricos.
24
0
4
8
12
16
20
24
• Servicio de interrumpibilidad.
• Gestión automática de cargas.
Figura 3.6. Acciones de gestión de la demanda.
Fuente: REE.
La participación activa de la demanda no es un concepto nuevo, encontrándose referencias al
control de la demanda que se remontan a los años 60 (Research Reports International, 2008).
Asimismo, a principios de los años 80 se propuso un control (Schweppe et al., 1980) según el
cual los consumidores responderían a señales de precio y contribuirían al control de los sistemas eléctricos. Resulta curioso comprobar cómo muchos de los conceptos introducidos entonces, como el papel de las TIC o los costes de implantación del sistema, aún continúan
siendo objeto de debate. El gran desafío para el desarrollo de la gestión activa de la demanda
consiste en extender la capacidad de gestión de las cargas desde un número reducido de grandes consumidores hasta todos los tipos de consumidores y particularmente los residenciales.
En este sentido, parece que la implantación de las redes inteligentes podría suponer el empujón
definitivo que permita el desarrollo de la misma y la materialización de sus beneficios potenciales.
3.2.1. Elementos necesarios para la participación activa
de la demanda
Pueden encontrarse muy diversos mecanismos de participación de la demanda eléctrica en
función del grado de implantación de diferentes tecnologías o modelos de gestión. Para el
–76–
correcto funcionamiento de los mecanismos de gestión y respuesta de la demanda, son necesarios diversos elementos tecnológicos y económicos o comerciales, así como la participación de los consumidores. A continuación se enumerarán aquellos de estos elementos que se
consideran más relevantes así como sus principales funciones.
En primer lugar, han de mencionarse los contadores inteligentes o smart-meters como el
mostrado en la figura 3.7, capaces de registrar los consumos eléctricos con una determinada
diferenciación temporal. Estos dispositivos digitales están llamados a reemplazar a los contadores electromecánicos convencionales. Parece difícil que la gestión de la demanda pueda
realizarse sin una instalación a gran escala de esta tecnología, ya que en caso contrario no
sería posible medir la respuesta de los consumidores a las señales recibidas. Sin embargo, no
existe una definición unívoca de las funcionalidades de estos contadores. Éstas pueden ir
desde la mera lectura horaria o cuarto-horaria del consumo de energía, a la gestión de los
electrodomésticos del consumidor.
La instalación de contadores inteligentes puede ir acompañada de una infraestructura de
medida y comunicaciones. Esta infraestructura tendría como objetivos, entre otros, la posible lectura remota de los consumos, el procesado y almacenamiento de esta información y,
en un estadio más avanzado, la comunicación bidireccional con los consumidores. Debido a
la potencial confidencialidad de esta información, la seguridad en las comunicaciones y almacenaje de los datos cobra especial relevancia en este ámbito. Existe una gran variedad de
Figura 3.7. Contador electromecánico (izquierda) y contador inteligente (derecha).
Fuente: Southern California Edison.
–77–
tecnologías de comunicación existentes con diferentes funcionalidades y niveles de coste,
como por ejemplo PLC, GPRS, WIMAX, fibra óptica, etc. No obstante, no existe un consenso claro acerca de qué sistema adoptar. Esto requerirá un trabajo considerable en materia
de estandarización así como investigación destinada a reducir el coste de implantación.
Al mismo tiempo, es fundamental que los consumidores reciban señales económicas y/o de
potencia. Un diseño correcto de las señales de precio resulta esencial para el funcionamiento
de la gestión activa de la demanda. Sin embargo, existen multitud de mecanismos diferentes
para este propósito. A grandes rasgos, es posible hablar de precios de la energía con discriminación, consignas de potencia asociadas a un incentivo económico o peajes por uso de red
con diferenciación temporal. Estos mecanismos no son excluyentes entre sí, y de hecho pueden servir a diferentes fines o en diferentes escalas temporales.
• Precios de energía con discriminación temporal: dentro de este grupo se encuentran las
tarifas con discriminación temporal (time of use-TOU), los precios en tiempo real (realtime pricing-RTP), y los precios en períodos de punta críticos (critical peak pricing-CPP).
Los dos primeros sistemas servirían para mandar a los consumidores señales de precio en
condiciones normales del sistema, con mayor o menor discriminación temporal (Figura 3.8).
En cambio, los precios en período crítico se utilizarían ante situaciones de emergencia del
sistema, como por ejemplo la proximidad a la existencia de energía no suministrada, durante las cuales el precio de la energía consumida tendría un precio notablemente superior
al habitual.
6.000
5.000
5.000
5.000
4.000
4.000
4.000
3.000
3.000
3.000
2.000
2.000
2.000
1.000
1.000
1.000
0
0
0
Demanda horaria diaria (MW)
TOU
CPP
1:
00
4:
00
7:
00
10
:0
0
13
:0
0
16
:0
0
19
:0
0
22
:0
0
c)
6.000
1:
00
4:
00
7:
00
10
:0
0
13
:0
0
16
:0
0
19
:0
0
22
:0
0
b)
1:
00
4:
00
7:
00
10
:0
0
13
:0
0
16
:0
0
19
:0
0
22
:0
0
a)
6.000
RTP
Figura 3.8. Diferentes sistemas de tarifas con discriminación horaria.
Fuente: Taqqali and Abdulaziz, 2010.
–78–
• Consignas de potencia: es posible que un determinado agente, como por ejemplo un
distribuidor, esté dispuesto a pagar una compensación económica a un grupo de consumidores a cambio de modificar o interrumpir temporalmente su consumo. Un ejemplo de
consignas de potencia son los contratos de interrumpibilidad que actualmente pueden
firmar algunos grandes clientes con el operador del sistema. A medida que la gestión de la
demanda se desarrolle, otros consumidores más pequeños podrían comenzar a prestar
servicios similares.
• Peajes por uso de red con discriminación temporal y geográfica: este tipo de tarifas de
red están destinadas a enviar señales eficientes de localización y operación a los consumidores en lo relativo a sus efectos sobre la red. La principal limitación de los peajes de red
de cara a la gestión de la demanda es su baja flexibilidad, ya que su actualización suele
producirse cada varios meses.
Cualquier programa de gestión de la demanda requiere, como es lógico, la participación
activa de los consumidores. La respuesta de los consumidores a variaciones en el precio de la
energía se mide habitualmente a través de su elasticidad al precio, esto es, el porcentaje de
variación del consumo en respuesta a un incremento del 1% en el precio de la electricidad.
Diversos estudios han mostrado que la elasticidad de los clientes presenta una gran dependencia de la zona y de las características particulares del sistema eléctrico en su conjunto:
parque de generación, forma de la curva de carga del sistema, penetración de electrodomésticos, etc. (Conchado y Linares, 2010). Por consiguiente, conocer la respuesta de la demanda
en cada contexto requiere estudios particularizados, de los cuales no se dispone en el caso
español.
El desarrollo de la domótica y el control automático de las cargas del hogar permitiría incrementar la flexibilidad de la demanda. Cada vez es más habitual separar estas funciones del
contador inteligente, esto es, medir los consumos con un determinado grado de diferenciación y precisión. Estas últimas funciones pasarían a atribuirse a un nuevo dispositivo electrónico llamado habitualmente caja de energía o energy box. El papel de la energy box sería
el de recibir las señales de precio provenientes del comercializador (o agregador) y optimizar
los recursos locales sujetos a las restricciones de confort y preferencias del usuario. Una acción típica a realizar por la energy box sería la de programar el inicio del funcionamiento de
la lavadora durante la noche. Junto a la energy box, son necesarios electrodomésticos con un
cierto nivel de inteligencia así como una red de comunicaciones interna al hogar o home
automation network.
–79–
La demanda de electricidad se caracteriza por la existencia de una gran cantidad de pequeños
consumidores que podrían ser potencialmente gestionados, pero que debido a su pequeño
tamaño y gran número sería complicado que pudieran proveer determinados servicios en
mercados o a través de otro tipo de acuerdos por sí mismos. Es por eso por lo que cobra
importancia el concepto de agregación. Un agregador podría gestionar conjuntamente su
cartera de clientes y así ofrecer servicios de gestión de la demanda en los volúmenes requeridos por diferentes mercados u otros agentes así como gestionar las incertidumbres asociadas
a su actividad (Belhomme et al., 2009).
Los elementos anteriormente mencionados podrían formar parte de un modelo de gestión
de la demanda. Sin embargo, no todos ellos han de estar necesariamente presentes para poder
hablar de gestión activa de la demanda. Pueden existir diversos mecanismos dependiendo del
grado de implantación y sofisticación de estos elementos. Los componentes que son imprescindibles para la gestión activa de la demanda serían los contadores inteligentes, unos consumidores sensibles al precio y unas señales de precio con cierta discriminación temporal. El
resto de elementos irían destinados a sofisticar los mecanismos de gestión de la demanda
para, de esta manera, explotar mejor los potenciales beneficios de la misma.
3.2.2. Beneficios de la gestión de la demanda
La gestión de la demanda conlleva múltiples potenciales beneficios. Sin embargo, son
muchos los factores que determinan qué beneficios y en qué grado se logran. Esto dependerá del diseño del programa implantado, grado de aceptación, estructura del sistema eléctrico o de las tecnologías disponibles (Conchado y Linares, 2010). Igualmente, los beneficios logrados así como su reparto entre los diferentes agentes podrán depender en gran
medida del marco regulatorio definido. Los beneficios de la gestión de la demanda pueden
clasificarse en tres grupos:
• En primer lugar, la gestión de la demanda permitiría reducir las puntas de consumo. A su
vez, esto contribuiría a instalar menos capacidad de punta, por lo que se reducirían los
costes fijos de generación y los costes de seguridad de suministro a largo plazo. Igualmente, podrían retrasarse o evitarse algunas inversiones en activos de redes de transporte y
distribución. Por último, la reducción de la demanda punta traería consigo una reducción
de las pérdidas de energía en las redes de transporte y distribución.
–80–
• Por otro lado, existe otra serie de beneficios derivados de la flexibilización de la demanda.
La elasticidad de la demanda en los mercados de electricidad aumentaría, por lo que podrían bajar los precios, disminuir su volatilidad y se mitigaría el poder de mercado de los
agentes dominantes. Asimismo, el desplazamiento de demanda entre períodos haría que
una parte de la demanda eléctrica pasara a ser cubierta mediante tecnologías con un coste
variable menor, lo que traería consigo un descenso de las emisiones de dióxido de carbono
en caso de que estas tecnologías también presentaran una menor tasa de emisiones.
Los operadores de las redes de distribución podrían incorporar la gestión de la demanda como
una nueva herramienta, con el fin de eliminar congestiones locales. De igual manera, la gestión
de la demanda también contribuiría a la operación del sistema, ya sea para la gestión de restricciones o para controlar el desequilibrio entre generación y consumo. A su vez, todo esto facilita la integración de las energías renovables y la GD mitigando sus impactos negativos.
• Finalmente, existe una serie de beneficios derivados de un mejor conocimiento de los hábitos de consumo. Estos beneficios no corresponden con la gestión de la demanda en sí,
sino meramente con la instalación de contadores inteligentes. Los consumidores podrán
conocer con mayor detalle el efecto de sus hábitos de consumo sobre su factura energética
o el medio ambiente fomentando un uso más racional de la energía. Asimismo, esta mayor
información facilitaría el desarrollo del sector de comercialización, ya que esto facilitaría
la gestión de la cartera de clientes y de los contratos de adquisición de electricidad, a la vez
que permitiría a los comercializadores diseñar nuevos productos adaptados a las necesidades de los consumidores. En último lugar, un sistema avanzado de medición permitirá
reducir los fraudes o errores en la facturación.
3.2.3. Barreras al desarrollo de la gestión de la demanda
Pese a las numerosas ventajas que puede reportar la gestión activa de la demanda, el desarrollo de la misma no está exento de dificultades. Podemos clasificar estas barreras según sean
de tipo económico, tecnológico, regulatorio o sociocultural.
• Barreras económicas: estas barreras estarían ligadas al elevado coste de los equipos necesarios
para implantar la gestión activa de la demanda (contadores inteligentes, telegestión, etc.), a los
escasos beneficios que percibiría cada pequeño consumidor, pese a que el beneficio agregado
pueda ser considerable; y a la desigual distribución de los costes y beneficios entre agentes.
–81–
• Barreras tecnológicas: las principales barreras tecnológicas se hallan en el campo de
las TIC. Ha de avanzarse en la definición de protocolos y estándares de comunicación así como en el desarrollo de soluciones para el almacenamiento y gestión de los
grandes volúmenes de información generados. Este uso masivo de las TIC no será
posible sin resolver potenciales problemas de vulnerabilidad ante ataques informáticos. Asimismo, a medida que la gestión de la demanda se pueda incorporar a la operación de las redes, será necesario desarrollar nuevos algoritmos y herramientas para
tales fines. Por último, en el largo plazo, cabe pensar en un desarrollo de la domótica
y los electrodomésticos inteligentes, los cuales aún no están disponibles comercialmente en la actualidad.
• Barreras regulatorias: un adecuado marco regulatorio es esencial para lograr el desarrollo de la gestión de la demanda. En primer lugar, la regulación ha de atribuir responsabilidades y definir relaciones entre consumidores, distribuidores y comercializadores (o
agregadores). Igualmente, la regulación ha de establecer los mecanismos de asignación de
costes y beneficios que, como ya se ha visto, constituye una de las principales barreras
económicas. Por otro lado, se ha de asegurar la protección de los datos personales de los
consumidores y clarificar qué información estará disponible para cada agente. Asimismo,
la gestión activa de la demanda podría llegar a proveer determinados servicios complementarios. La regulación debería establecer los requisitos para que esto suceda en condiciones seguras y no discriminatorias. En último lugar, aunque no el menos importante es
la existencia de tarifas finales reguladas que suponen una barrera a la gestión de la demanda, aunque aseguren la protección de los consumidores.
• Barreras socioculturales: una percepción negativa de los consumidores sobre la gestión
de la demanda también puede crear importantes barreras a su implantación. Este rechazo
puede estar motivado por la reticencia a disminuir el grado de confort por consignas de un
agente externo o a que los datos sobre sus hábitos de consumo sean registrados y empleados por terceros.
3.2.4. La gestión de la demanda en España
Tal y como se mostró en el capítulo 1, la demanda eléctrica en España puede descomponerse
en tres sectores principales: industrial, comercial-servicios y residencial. De acuerdo con
–82–
datos de la CNE, estos sectores consumieron aproximadamente el 40%, el 30% y el 30% de
la electricidad distribuida en España en el año 2007 (CNE, 2010).
La gestión de la demanda aún se encuentra en una etapa temprana de implantación en España. Tradicionalmente, el único mecanismo propiamente dicho de gestión de la demanda
existente han sido los contratos de interrumpibilidad que algunos grandes consumidores
industriales suscriben con el operador del sistema. Bajo este sistema, Red Eléctrica puede
desconectar aquellos consumidores que hayan suscrito el servicio ante situaciones de emergencia para el sistema. A cambio de ofrecer este servicio, los consumidores se benefician de
un descuento significativo en el precio de la electricidad. Este servicio está definido en la
ITC/2370/2007.
Además, los consumidores industriales, en tanto que consumidores cualificados, hace años
que están expuestos a señales de precio variables y a peajes de acceso con discriminación de
hasta seis períodos. Como puede apreciarse en la figura 3.9, esto ha ocasionado que industrias como la cementera desplacen el grueso de sus consumos a las horas de la noche y los fines
de semana. Sin embargo, otros sectores, como el metalúrgico, presentan un perfil prácticamente plano, presumiblemente dada la baja flexibilidad de sus procesos productivos.
El sector comercial y de servicios es claramente heterogéneo, ya que comprende instalaciones aeroportuarias, grandes almacenes, instalaciones frigoríficas, locales de hostelería y restauración, garajes, oficinas, tracción ferroviaria, grandes superficies, pequeños comercios,
L
M
X
J
V
S
D
L
M
X
J
V
S
D
Figura 3.9. Perfil semanal promedio de consumo de electricidad de una industria cementera (izquierda)
y una metalúrgica (derecha).
Fuente: Proyecto PSE-REDES 2025.
–83–
etc. Este hecho dificulta el análisis de este sector de manera agregada. En cualquier caso, la
flexibilidad de la demanda comercial y de servicios puede verse significativamente mermada
por el hecho de que estos consumidores, al contrario que los industriales, han de ceñirse a
unos horarios de atención al público que difícilmente podrían verse modificados sustancialmente. Esto se ve reflejado en el hecho de que, pese a estar igualmente expuestos a señales de
precio variables, el perfil promedio de este tipo de consumidores muestra un escaso aplanamiento de la curva de demanda (Figura 3.10).
Finalmente, los consumidores residenciales pueden establecer contratos libremente con
cualquier empresa de comercialización desde julio de 2009. No obstante, los consumidores
residenciales pueden seguir comprando su electricidad a las llamadas comercializadoras de
último recurso a cambio de precio regulado. Una barrera importante para el desarrollo de la
gestión de la demanda en este sector es la ausencia de contadores inteligentes que cuenten
con una discriminación temporal suficiente en sus registros. Por este motivo, se decidió impulsar la sustitución de los contadores electromecánicos mediante el denominado Plan Contador. Según este plan, las empresas de distribución debían sustituir progresivamente todos
los contadores de los consumidores con una potencia contratada de hasta 15 kW durante el
período 2008-2018 (véanse RD 809/2006, RD 1634/2006, ITC 3860/2007).
Para evaluar la potencial flexibilidad de estos consumidores, es preciso estudiar cuáles son
los consumos dentro de los hogares y si estos pueden o no ser gestionados. El último estudio
detallado para el contexto español es el realizado en el marco del proyecto INDEL por REE
en el año 1998. Este proyecto identificó los equipos responsables del consumo eléctrico en
L
M
X
J
V
S
D
Figura 3.10. Perfil semanal promedio de consumo de electricidad de consumidor del sector comercial/servicios.
–84–
los hogares españoles. Esta información se muestra en la figura 3.11. La penetración de los
diferentes electrodomésticos en el hogar ha variado significativamente durante la última década, lo que hace necesario un nuevo estudio similar al llevado a cabo en 1998.
En general, el consumo de los electrodomésticos puede ser gestionado de dos maneras diferentes: reduciendo temporalmente la energía demandada o alternativamente desplazando el
consumo de esta energía de un momento a otro. Algunos equipos, como la lavadora, el lavavajillas o la secadora, pueden desplazarse totalmente o reducir su consumo mediante programas de bajo consumo. Por otro lado, el consumo de otros equipos como la calefacción, el
aire acondicionado o el termo de agua caliente únicamente puede ser parcialmente reducido.
La tabla 3.2 muestra una clasificación cualitativa de diversos equipos eléctricos presentes en
los hogares de acuerdo con el grado de penetración y su potencial flexibilidad, e incorpora
algunos equipos que hoy en día apenas están disponibles, pero que en un futuro pueden alcanzar cotas de penetración significativas. De cara a la gestión de la demanda, resultan especialmente interesantes el almacenamiento, la microgeneración y los vehículos eléctricos.
W
350
300
W
600
500
250
400
200
300
150
200
100
100
50
0
1
5
10
15
Horas
20
0
24
Calefacción
Secadora
Lavadora
Iluminación
Miscelánea
Agua caliente
1
5
Televisión
Congelador
10
15
Horas
Lavavajillas
20
Cocina
24
Horno
Frigorífico
Figura 3.11. Curva media de carga de un hogar en un día laborable de verano (izquierda) y de invierno
(derecha).
Fuente: REE, 1998.
–85–
Grado de penetración
No gestionables
Gestionables
Alto
Televisión
Microondas
Campana extractora
Frigorífico/Combi
Horno
Iluminación
Lavadora
Medio
DVD
Equipos de música
Ordenador
Impresora
Vitrocerámica
Lavavajillas
Bajo
Equipos de futuro
Aire acondicionado
Calefacción eléctrica
Termo eléctrico
Secadora
Placas de inducción
Robots secado-planchado
Enchufes inteligentes
Microgeneradores
Almacenamiento
Vehículos eléctricos
Tabla 3.2. Clasificación de los equipos eléctricos de las viviendas según su capacidad de ser gestionados
y nivel de penetración.
3.2.5. La gestión activa de la demanda y las redes inteligentes
Al igual que ocurría en el caso de la GD, las redes inteligentes permitirán explotar al máximo
los beneficios potenciales de la gestión activa de la demanda ya descritos anteriormente. La
sustitución de los contadores es un primer paso hacia la implantación de sistemas de gestión
de la medida más avanzados, tal y como muestra la figura 3.12. En primera instancia, la lectura remota de los contadores (Automatic Meter Reading-AMR) permitirá reducir el coste y
tiempo necesario en hacer esta lectura manualmente y aumentar la frecuencia con que se
hace la medida del contador.
En una etapa ulterior, los gestores de las redes podrían incorporar la información proveniente de los contadores en aplicaciones de planificación y operación de la red. Esto es, el énfasis
ya no está sobre la obtención de la información del consumo, sino sobre el tratamiento para
el posterior uso de esta información. Esto permitiría, por ejemplo, localizar las faltas en ele–86–
AMI
AMM
AMR
Comunicación bidireccional
con los consumidores,
ej. deslastre selectivo de cargas
Gestión «inteligente» de la información,
ej. detección y localización faltas
Reducción costes de operación
Sustitución
contadores
Figura 3.12. Evolución del uso de los contadores inteligentes en la gestión de la red.
mentos de la red de distribución más rápidamente o reponer el servicio de una manera más
eficiente, es lo que se conoce como gestión avanzada de la medida (Advanced Metering
Management-AMM).
Todo lo anterior únicamente requiere que la información fluya desde los contadores hasta el
gestor de la medida, típicamente el propio distribuidor. Sin embargo, determinadas acciones
requieren una comunicación bidireccional con los consumidores que permita el envío de
consignas a éstos para que limiten su demanda. Esto posibilitaría realizar acciones como un
deslastre de cargas controlado, por ejemplo para un funcionamiento en isla o la eliminación
de sobrecargas. Esta comunicación bidireccional requeriría la implantación de una infraestructura avanzada de medida (Advanced Metering Infraestructure-AMI).
Los servicios requeridos para la correcta operación del sistema son hoy en día satisfechos en
su mayoría por los grandes generadores. Sin embargo, la agregación de los consumidores
permitiría a la demanda acceder a la provisión de algunos de estos servicios. De cara a la
operación del sistema, los agregadores podrían participar en los mercados de energía (diario
e intradiario) ofreciendo una mayor flexibilidad así como en mercados de reservas o gestión
de restricciones. Asimismo, al igual que los generadores distribuidos, la agregación de la
–87–
demanda abriría nuevos recursos de cara a la operación de las redes de distribución. Entre
los servicios que los gestores de la red de distribución podrían obtener de los agregadores
estarían el control de tensiones o la reducción temporal de la carga para la gestión de congestiones a nivel local.
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–89–
4
La electrificación del transporte
y su impacto en las redes
«The commercial failure of the electric vehicle in the first decades of this century was due to
a number of factors, but one which has not yet been remarked upon by historians was the lack
of interest of most electric utility companies in the vehicle charging business. Electric vehicle
needed careful maintenance to preserve their expensive and not very durable batteries, and
in those businesses which were too small to use more than a few vehicles and which could not
afford to operate charging and maintenance facilities, this was a serious drawback to their
ability to use electric vehicles. In a few big cities in the period 1905-1920, a few utility companies aided the electric vehicle industry by setting up garages, giving special charging rates,
making available technical services, etc., but this was an uncommon phenomenon. Therefore,
the use of commercial electric vehicles was usually restricted to those few large businesses
which operated sizable fleets and their own garages. It is suggested that such lack of utility
company support of the early electric vehicle may point up a lesson for the future acceptance
of the electric vehicle in our own time.» R.H. Schallenger, IEEE Transactions on Education,
Agosto 1980.
Han pasado ya más de 30 años desde que fue escrito el párrafo anterior, y casi un siglo de las
primeras experiencias con coches eléctricos a las que el párrafo se refiere. La tecnología para
construir vehículos eléctricos no es algo nuevo; sin embargo, el momento actual reúne una
serie de características que probablemente no se hayan dado con tanta intensidad en el pasado para que los vehículos eléctricos comiencen a ser una realidad en nuestras ciudades y
carreteras. Las ventajas de los vehículos eléctricos sobre los convencionales de gasolina o
gasoil cada vez son más importantes en el contexto energético en el que vivimos. La necesidad de reducir la dependencia energética del petróleo, la reducción de las emisiones de gases
–91–
de efecto invernadero y de la contaminación ambiental y de ruidos en ciudades son las ventajas más destacadas. Para ello, se necesita que el mix de generación eléctrica sea cada vez más
limpio, es decir, integrando tecnologías de fuentes energéticas renovables o de bajas emisiones, y que la carga de las baterías de los coches se haga de forma inteligente, mediante las
redes del futuro minimizando su impacto y las inversiones y costes asociados. Las compañías eléctricas se encuentran volcadas en proyectos de innovación y desarrollo en alianza con
los fabricantes de vehículos para diseñar y afrontar este futuro.
4.1. Los vehículos eléctricos
En la actualidad existe una amplia gama de vehículos eléctricos híbridos no enchufables a la
red que utilizan la gasolina o el gasoil como principal fuente primaria, pero a su vez disponen
de un motor eléctrico junto con una pequeña batería que sirve para recuperar energía y por
tanto mejorar el rendimiento.
En este capítulo nos centraremos en vehículos eléctricos enchufables a la red en sus dos versiones: híbridos y puramente eléctricos. Los vehículos híbridos enchufables son la continuación natural del desarrollo tecnológico ya iniciado con los actuales híbridos. Estos vehículos
dispondrán de baterías de mayor tamaño que tomarán energía eléctrica de la red y dispondrán de mayor autonomía para funcionar únicamente con la energía eléctrica almacenada,
sin necesidad de utilizar el otro combustible. Además, los vehículos puramente eléctricos
dispondrán todavía de baterías mayores que les permitirán prescindir de la gasolina o el gasoil y del motor térmico correspondiente, con autonomía suficiente para desplazamientos de
más de 100 km sin necesidad de recarga.
En la figura 4.1 se muestran los componentes principales de un vehículo eléctrico híbrido
enchufable en disposición serie o en disposición paralelo. El vehículo consta de un motor de
combustión que en la disposición serie se acopla al generador eléctrico para producir electricidad, mientras que en la disposición paralelo, además de esto, también puede actuar con su
par motor sobre la tracción. Además, dispone de un generador que produce electricidad que
bien se almacena en la batería, o bien actúa directamente para alimentar el motor eléctrico.
El otro componente básico es la batería, que se puede cargar directamente al conectar el vehículo a la red eléctrica y también desde el generador eléctrico, y se puede descargar proporcionando electricidad al motor eléctrico, y también devolverla a la red, aunque como se verá
–92–
4. La electrificación del transporte y su impacto en las redes
Serie
Paralelo
Gasolina
Motor de combustión
Enchufe
–
Batería
Gasolina
+
Enchufe
Motor de combustión
Generador
–
Batería
+
Generador
Motor eléctrico
Motor eléctrico
Figura 4.1. Vehículo eléctrico híbrido enchufable.
Fuente: elaboración propia/st Pieltain, 2009.
esto no será lo habitual en los primeros desarrollos. Finalmente, el vehículo incorpora un
motor eléctrico que actúa con su par motor sobre la tracción del vehículo.
Los vehículos puramente eléctricos disponen de una batería de mayor tamaño que los híbridos para dotarles de una mayor autonomía. En la tabla 4.3 se detallan tamaños típicos de
baterías para vehículos híbridos y puramente eléctricos. El vehículo puramente eléctrico,
por tanto, prescinde del motor de combustión de los vehículos tradicionales e híbridos.
Para analizar los requisitos que imponen los vehículos a los elementos que componen su
diseño como vehículos eléctricos enchufables, en especial a la batería que como veremos es
el elemento crítico, es util clasificar dichos vehículos según se especifica en la tabla 4.1. En
esta tabla no se incluyen las motocicletas eléctricas aunque en determinados países, como en
China, están teniendo un importante desarrollo.
En la figura 4.2 se muestra cómo la mayoría de los vehículos en los países de la Unión Europea (87%) son vehículos de pasajeros, tipo M1, para uso no comercial.
Como se ha comentado, las baterías son el componente tecnológico que necesita un mayor
desarrollo para conseguir los tamaños y densidades necesarias, con una adecuada fiabilidad,
–93–
Clases de vehículos
Descripción
L7e:
Cuadriciclo. Cuatro ruedas, con una tara máxima de 400 kg o 550 kg
para vehículos de mercancías (sin incluir el peso de las baterías
en vehículos de propulsión eléctrica) y una potencia neta máxima,
independientemente del tipo de motor, de 15 kW.
M1:
Vehículo de pasajeros, cuatro ruedas y hasta 8 plazas además
de la del conductor.
N1:
Vehículo de carga, cuatro ruedas, con una tara máxima de 3.500 kg.
N2:
Vehículo de carga, cuatro ruedas, con una tara máxima de entre
3.500 kg y 12.000 kg.
Tabla 4.1. Clases de vehículos.
Fuente: Informe D2.1 Merge Project.
garantía de funcionamiento durante su vida útil, alrededor de 10 años, y costes competitivos.
El tipo de batería que presenta mejores características actualmente para vehículos eléctricos
es la de litio-ion. Los tamaños de las baterías, definidos por su capacidad de almacenamiento
Autobuses y camiones 0,3%
Vehículos comerciales 12,6%
Turismos 87,1%
Figura 4.2. Flota de vehículos en la Unión Europea según tipos.
–94–
Potencia de la batería (kW)
160
140
120
100
Camiones
80
60
Turismos
40
20
0
Cuadriciclos
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
Capacidad de la batería (kWh)
Actualidad
2020
Figura 4.3. Cambios tecnológicos en baterías en el período 2010-2020.
(kWh) y la potencia suministrada (kW), cambian con el tipo de vehículo. En la figura 4.3 se
representa la evolución esperada en el período 2010-2020.
Para un análisis más detallado de los tamaños de baterías que se requieren dependiendo de
las necesidades de los conductores, es interesante analizar cuáles son las distancias medias
recorridas al año por tipo de vehículo en la UE (Tabla 4.2) y las distancias medias recorridas
al día (Figura 4.4). En esta figura se puede observar cómo prácticamente el 90% de las distancias medias recorridas diariamente son inferiores a 160 km y el 50% a 30 km.
Clase
Distancia media (km/año)
L7e
–
M1
13.985
N1
20.457
N2
49.647
Tabla 4.2. Distancia media recorrida al año.
–95–
Porcentaje de vehículos que recorren
una cierta distancia al día en promedio
Distancias medias diarias recorridas –VE de 160 km de rango–
120%
100%
87,6%
80%
60%
48,6%
160 km
40%
30 km
20%
0%
0a
10
20
0
a3
40
0
a5
60
0
a7
80
a9
0
100
10
a1
120
30
a1
a
140
150
160
70
a1
a
180
190
+20
0
Distancia diaria recorrida (km)
Media europea (semanal)
Figura 4.4. Proporción de vehículos según distancia media recorrida diariamente.
De acuerdo con los estudios realizados, se concluye que los tamaños de las baterías que se
necesitan y que se están diseñando para los diferentes tipos de vehículos eléctricos (BEV:
eléctrico puro; PHEV: híbrido; EREV: eléctrico con rango extendido1) pueden clasificarse
entre un valor mínimo y uno máximo, con un valor medio representativo, detallados en la
tabla 4.32. Además, en la tabla 4.4 se detallan las potencias de carga que deben ser suministradas por la red de alimentación tanto para carga normal (durante varias horas), como para
carga rápida (en períodos inferiores a una hora).
De acuerdo con las potencias para carga de baterías en modo normal y en carga rápida detalladas en la tabla 4.4, se han estandarizado las conexiones de red para carga de vehículos. Esta
estandarización está realizándose de forma individual en cada uno de los países de la Unión
Europea, aunque existe un mandato de la Comisión Europea para llegar a un estándar co1. EREV es un vehículo eléctrico híbrido en configuración serie con mayor autonomía como eléctrico que los
clásicos híbridos.
2. Como regla general, para un vehículo eléctrico de pasajeros se puede considerar que la energía eléctrica requerida para recorrer una distancia de 1 km está comprendida entre 0,15 y 0,20 kWh. Por ejemplo, con una batería
de 29 kWh, suponiendo una utilización máxima del 80% daría una autonomía comprendida entre 116 y 155 km.
–96–
Capacidad de la batería (kWh)
Tipo
Medio
Mínimo
Máximo
L7e
BEV
8,7
3
15
M1
BEV
29
10
72
PHEV
8,2
2,2
13
EREV
17
12
23
BEV
23
9,6
40
PHEV
8,2
2,2
13
EREV
17
12
23
BEV
85
51
120
N1
N2
Tabla 4.3. Capacidades de almacenamiento requeridas para las baterías según tipo de vehículos.
mún. La normalización de las conexiones y puntos de recarga y de sus funcionalidades,
junto con las comunicaciones necesarias para el control de la recarga, es un aspecto relevante que facilitará la competencia en el mercado europeo. A continuación se muestran como
ejemplo los valores que se manejan para estandarizar dichas potencias de recarga:
Potencia de recarga nominal (kW)
Potencia de recarga rápida (kW)
Tipo
Moda
Mínima
Máxima
Intervalo
L7e
BEV
3
1
3
3-7-5
M1
BEV
3
2
9
3-240
PHEV
3
3
5
11
EREV
3
3
5
–
BEV
3
1
3
10-45
PHEV
3
3
3
11
EREV
3
3
5
–
BEV
10
–
–
35-60
N1
N2
Tabla 4.4. Potencias de carga para las baterías en carga normal o carga rápida.
–97–
• Carga normal en conexión monofásica estándar: 230 V, 16 A, 3,7 kW
• Carga rápida en conexión trifásica estándar I: 400 V, 16 A, 11,1 kW
• Carga rápida en conexión trifásica estándar II: 400 V, 32 A, 22,2 kW
• Carga rápida en corriente continua (DC): potencias superiores a 50 kW.
4.2. Prospectiva
Actualmente existe una importante incertidumbre cuando se trata de pronosticar el grado de
penetración que tendrá en los próximos años la tecnología de los vehículos eléctricos. Todo
ello dependerá de múltiples factores. Dentro de los tecnológicos, cabe destacar en qué medida las baterías requeridas alcanzarán su madurez tecnológica y competitividad de costes. En
las figuras 4.5 y 4.6 se presenta la evolución prevista de las ventas esperadas de vehículos
eléctricos en cinco países analizados (Alemania, Reino Unido, España, Portugal y Grecia) en
Escenarios de penetración de vehículos eléctricos del tipo M1
Porcentaje de VE sobre total
de matriculaciones
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
Año
Porcentaje de VE sobre total de matriculaciones (escenario 1)
Figura 4.5. Ventas previstas de vehículos eléctricos en porcentaje respecto al total.
–98–
2028
2030
Ventas anuales de VE del tipo M1
(miles de vehículos)
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2010
2015
2020
2025
2030
Año
Alemania
Reino Unido
España
Portugal
Grecia
Figura 4.6. Ventas anuales previstas de vehículos eléctricos en términos absolutos en el Escenario 2.
tres escenarios diferentes. El escenario 1 muestra la tendencia más ajustada a los datos y pronósticos actualmente disponibles. Los escenarios 2 y 3 son más agresivos y se utilizan para
hacer un análisis del impacto en los sistemas de energía eléctrica con mayores niveles de penetración de esta tecnología.
Para este mismo escenario 2 y en el caso de España, la prospectiva del número de vehículos
eléctricos que estarían conectados a la red eléctrica de suministro seguiría la evolución mostrada en la figura 4.7.
4.3. Impacto en las redes
La carga de las baterías de los vehículos eléctricos producirá un impacto técnico y económico en las redes eléctricas que debe ser adecuadamente evaluado. Este impacto dependerá de
dónde, cuándo y cómo los conductores decidan recargar las baterías del vehículo de acuerdo
con sus necesidades y preferencias. Este impacto debe cuantificarse fundamentalmente a
nivel de generación y producción de electricidad pero también sobre las redes de distribución de electricidad.
–99–
3.000.000
Número de VE
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
2010
2013
2016
2019
2022
2025
2028
Año
Total N2
Total N1
Total M1
Total L7e
Figura 4.7. Número de vehículos eléctricos susceptibles de conectarse a la red de suministro en España
en el escenario 2.
Por ejemplo, en la figura 4.8 se modela qué pasaría en la curva diaria de carga del sistema en
un día tipo en España, con aproximadamente un millón de coches eléctricos, si los conductores al llegar a casa en la tarde-noche, después del trabajo, conectasen el vehículo para su recarga sin ningún tipo de control. Aunque en general la recarga en los garajes se hará en recarga
normal con una conexión monofásica estándar de 3,7 kW, la simultaneidad de múltiples vehículos coincidentes con la demanda pico residencial haría que la curva de carga en las horas de
la tarde-noche experimentase un incremento importante (Figura 4.8). Esto tendría un doble
efecto, ya que necesitaríamos más centrales de generación para cubrir una demanda punta
superior; por lo tanto, deberíamos invertir en nuevas centrales, y de otro lado necesitaríamos
cubrir la demanda de energía de los vehículos con la operación de dichas centrales, que por
ser centrales de punta, tipo turbinas de gas o ciclos combinados, tendrán unos costes de operación por kWh superiores a las centrales de base. Desde este punto de vista, por tanto, el
impacto de la recarga de los vehículos eléctricos supondría costes adicionales en centrales de
generación y costes operativos más elevados en combustibles para suministrar la energía.
Sin embargo, si los usuarios al llegar a casa dejasen sus vehículos conectados, pero controlando su recarga mediante un temporizador, que incluso pudiera estar controlado mediante
tecnologías de redes inteligentes para que ésta la recarga tenga lugar durante las horas de la
madrugada, entonces obtendríamos una modificación de la curva de carga tal y como se re–100–
40.000
Demanda (MW)
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
00:00
04:00
Demanda base
08:00
12:00
16:00
20:00
Carga de VE
Figura 4.8. Efecto de la recarga incontrolada de vehículos sobre la demanda eléctrica en un día tipo en España.
Fuente: Merge Project.
presenta en la figura 4.9, lo que resultaría en un efecto beneficioso para el sistema de generación. Como se puede observar, el pico de la demanda localizado en las horas de la tardenoche no se ve afectado, por lo que no serían necesarias nuevas inversiones en centrales.
40.000
Demanda (MW)
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
00:00
04:00
Demanda base
08:00
12:00
16:00
20:00
Carga de VE
Figura 4.9. Efecto de la recarga controlada de vehículos en las horas de la madrugada sobre
la demanda eléctrica en un día tipo en España.
Fuente: Merge Project.
–101–
Además, la energía necesaria para la recarga, al localizarse en las horas de la madrugada, se
suministraría por las centrales base existentes tipo nuclear, eólica o hidraúlica fluyente, las
cuales tienen un menor coste operativo en combustible, y por lo general también producen
menores emisiones de CO2 (salvo si se tratase de centrales base de carbón), con las consiguientes ventajas medioambientales.
Un efecto similar al descrito es observado en el impacto que tendría la recarga incontrolada
de vehículos sobre las redes eléctricas de distribución. En la figura 4.10 se muestran los resultados de un estudio de simulación con un nivel de penetración de vehículos eléctricos en
una ciudad de España correspondiente al Escenario 2 en el año 2030. Se trata de un área con
170.000 puntos de suministro con consumidores residenciales y con consumos industriales:
aproximadamente la mitad de la demanda es de tipo residencial y la otra mitad de tipo industrial. Se han simulado un total de 31.200 vehículos eléctricos. Se observa que si la recarga de
vehículos tiene lugar en las horas pico de la tarde-noche sin ningún control, los refuerzos
que habría que introducir en las redes, tanto en centros de transformación de media/baja
tensión como en las propias líneas y cables de baja y media tensión, serían considerables. La
inversión en nuevas instalaciones, transformadores y cables alcanzaría valores incrementales
entre el 10 y el 30% del coste actual de dichas redes. Por el contrario, si la recarga se controla para que tenga lugar en las horas valle de la madrugada y se realiza de forma controlada, el
nivel de inversiones en nuevas instalaciones de red sería prácticamente despreciable.
4.4. Carga de las baterías y modos de control
Se pueden visualizar diferentes alternativas de carga de las baterías dependiendo de las necesidades y preferencias de los usuarios de los vehículos eléctricos enchufables. Dependiendo
de la localización del punto de recarga se diferencia entre (Figura 4.11):
1.Carga en áreas privadas con acceso privado, tales como garajes individuales, o colectivos,
o zonas dedicadas a aparcamiento de flotas de vehículos pertenecientes a una empresa. La
recarga doméstica será el modo más habitual para recargar el vehículo durante las noches
mientras se encuentra aparcado en el garaje o aparcamiento.
2.Carga en áreas privadas con acceso público, tales como zonas de aparcamiento con acceso
público, aparcamiento o garaje de lugares de trabajo o de centros comerciales, estaciones
de servicio dedicadas a la recarga de vehículos, o al cambio de baterías. Las estaciones de
–102–
40,0%
35,0%
30,0%
25,0%
20,0%
15,0%
10,0%
5,0%
0,0%
Valle
Punta
Inc. Red BT (%)
Valle
Punta
Inc. CTs (%)
Valle
Punta
Inc. Red MT (%)
Distribución aleatoria entre consumidores
FS. 0,15
FS. 0,20
FS. 0,25
FS es el factor de simultaneidad para los consumidores de BT
Figura 4.10. Inversiones requeridas en la red de baja tensión (BT), centros de transformación (CT)
y red de media tensión (MT) para dos alternativas de recarga de los vehÌculos eléctricos: recarga
en horas punta y recarga controlada en horas valle.
Fuente: elaboración propia, proyecto MERGE.
servicio irán desplegándose dentro de las ciudades y también en carreteras y autovías. De
esta forma los conductores podrán planificar viajes de mayor recorrido, confiando más en
el vehículo completamente eléctrico frente a los híbridos. También se extenderá el concepto de aparcamientos en zonas de centros comerciales donde se podrá recargar el vehículo
mientras se realiza la compra.
Ubicación del punto de recarga
Zona privada con acceso privado
Garaje doméstico
individual
Zona privada con acceso público
Zona pública con acceso público
Lugar de trabajo
En la calle
Grandes
aparcamientos
Garaje doméstico
compartido
Estación de recarga dedicada
(electrolinera)
Flota
Figura 4.11. Alternativas de localización del punto de recarga.
Fuente: Informe D1.1 Proyecto MERGE.
–103–
3.Carga en áreas públicas con acceso público, principalmente en las calles o zonas públicas
de aparcamiento de las ciudades. Algunos ayuntamientos están tomando la iniciativa de habilitar zonas de aparcamiento público con puntos de recarga para promover el uso de
vehículos y promocionar su adopción. En el futuro también podrá ser un modo habitual
de recarga para aquellos barrios donde el número de vehículos supere las plazas de garajes
privadas disponibles.
En cuanto al modo de control de la recarga de la batería, también se pueden distinguir varias
posibilidades:
1.Carga no controlada: el usuario del vehículo lo conecta al punto de recarga y ésta tiene
lugar instantáneamente en el modo seleccionado. Como se ha comentado, puede ser recarga normal o rápida dependiendo de las características de potencia del punto de recarga. Por
ejemplo, la carga al llegar a casa en el aparcamiento o garaje privado será una recarga normal que tome varias horas, mientras que si se trata de recargar el vehículo en una estación
de servicio entonces el usuario preferirá una recarga rápida para poder continuar viaje.
2.Carga controlada o carga inteligente: el usuario conecta el vehículo al punto de recarga en
general durante un período de tiempo de algunas horas y la carga se controla mediante un
sistema local o remoto dirigido por el gestor de carga (esto se comentará más adelante)
siguiendo consignas de precios o de potencia de recarga. De esta forma el usuario del vehículo eléctrico minimizará el pago de la energía eléctrica almacenada en la batería o podrá
recibir una compensación económica ofrecida por el gestor de carga correspondiente.
3.Carga controlada e inyección de potencia desde la batería a la red en caso de ser requerido.
Este modo se conoce como vehicle to grid (V2G): el usuario también conecta el vehículo
durante un período de algunas horas y la gestión de la carga y/o de la inyección de potencia a la red, siempre respetando las necesidades de recarga final impuestas por el usuario,
se hace en modo control remoto por un agente especializado en proveer servicios a la red
utilizando la energía almacenada en las baterías. Estos agentes reciben el nombre de comercializadores/agregadores (gestores de carga) de vehículos eléctricos, ya que para poder
ofrecer un volumen importante de servicios, de por ejemplo gestión de la demanda o control de frecuencia, se necesitará agregar cientos o miles de vehículos para que ello tenga el
impacto requerido en el sistema.
En España, se ha modificado la legislación (Real Decreto 647/2011) para crear la figura del
gestor de carga como un agente en el mercado eléctrico que, actuando como un consumidor
–104–
final, compra energía destinada exclusivamente para recarga de vehículos eléctricos. El gestor de carga instalará los puntos de recarga necesarios y controlará la recarga en el modo
deseado. En general se creará un gestor de recarga en lugares de propiedad privada con acceso público o privado: garajes colectivos, aparcamientos en zonas comerciales o de trabajo,
estaciones de servicio, etc.
Tanto en los modos de carga controlada como V2G, la implantación de las tecnologías de
información y comunicaciones asociadas con las redes inteligentes son críticas para hacer
factibles este tipo de implantaciones avanzadas futuras.
Es importante reconocer que el coste de la infraestructura de recarga asociada con las distintas posibilidades anteriormente enumeradas cambia de forma considerable. Por ejemplo, en
la tabla 4.5, se presenta a modo de ejemplo los resultados de un estudio donde, dependiendo de la localización del punto de recarga, la potencia disponible para la recarga, y si el punto
de recarga dispone de un sistema de cobro o no, se detallan los costes totales de la infraestructura de recarga, el coste aproximado por vehículo3 y cuánto supondría este coste como
un incremento en la tarifa de recarga por energía si se tuviera que recuperar de esta forma.
Es importante hacer notar que según la última columna de la tabla 4.5 los costes de la infraestructura de recarga pueden ser importantes especialmente cuando se trata de recarga rápida con elevada potencia incluyendo un sistema de cobro y pago local en el punto de recarga.
En este caso el coste de la energía se incrementaría con un adicional por encima de los 5 céntimos de euro/kWh (el coste actual de la energía eléctrica en España para un consumo en baja
tensión supera los 15 céntimos de euro/kWh).
4.5. Agentes involucrados
Otro aspecto importante que condicionará la integración efectiva de los vehículos en las redes eléctricas del futuro es la identificación de los agentes involucrados en este nuevo negocio y los roles que desempeñarán, junto con las tecnologías a desarrollar e implantar.
3. Se ha supuesto que el coste total de los puntos de recarga localizados en lugares con acceso público se divide
por un número de vehículos dependiendo del uso esperado. Por ejemplo, para recarga en lugares semipúblicos se
ha estimado tres vehículos por punto de recarga, mientras que en lugares públicos se ha estimado entre 9 y 12.
–105–
Infrestructura
tipo
Conexión
de alimentación
3,7 kW
Conexión
privada
Conexión
semipública
Punto de carga
público
11 kW or 22 kW
11 kW or 22 kW
11 kW or 22 kW
63 kW
Coste total
(en €)
Coste por
vehículo
(en €)
Coste adicional
por kWh de
recarga (en € ct. /
kWh)
200-300
200-300
1,0
600-750
600-750
3,0-3,8
Sí
1.050-1.250
1.050-1.250
5,3-6,4
No
1.400-2.250
483-750
3,3-5,1
Sí
1.950-3.250
650-1.083
4,4-7,3
4.050-10.450
450-1.161
4,2-10,8
7.850-17.000
654-1.417
6,1-13,2
Sistema
de facturación
No
Sí
Tabla 4.5. Costes de la infraestructura de carga dependiendo de su localización y prestaciones
para el cobro del servicio.
Fuente: Kley et al., 2010.
En la figura 4.12 se representan de forma esquemática los elementos y agentes involucrados:
1.El usuario del vehículo eléctrico.
2.El vehículo.
3.El punto de recarga (CP).
4.El distribuidor (DSO) encargado de la operación y seguridad de la red de suministro donde el CP se encuentra conectado.
5.El gestor del punto de recarga y de la carga de la batería, identificado como el comercializador/agregador de energía (SupAg). Como se ha comentado, en España se ha creado una
figura específica para el gestor de la recarga actuando como consumidor final, el gestor de
carga.
Las relaciones entre estos agentes vienen representadas en la figura 4.12 a través de las correspondientes flechas:
1.El vehículo se conecta al punto de recarga (CP).
2.El usuario, tras su identificación, especifica el tiempo de conexión antes de su próximo
trayecto y el nivel de carga requerido.
–106–
Usuario
• Autentificación de usuario
• Pago
1
• Requisitos de recarga
• Tiempo de parada
VE
SupAg
• Disponibilidad
• Autentificación
• Pago
• Autentificación
• Pago
• Gestión de carga
5
• Datos contador
• Verificación de la gestión
de carga
DSO
2
CP
• Disponibilidad
• Tiempo de parada y detección de VE
• Control de recarga
3
4
• Datos contador
• Conexión/desconexión del punto
de recarga ante problemas de red
(ej. subtensiones, sobrecargas)
Figura 4.12. Agentes involucrados en la recarga en áreas con acceso público y sus relaciones.
Fuente: Informe D1.1 Proyecto MERGE.
3.El vehículo enviará esta información al punto de recarga (CP) mediante el correspondiente enlace de comunicaciones.
4.El CP administrará el control de la recarga de acuerdo con las instrucciones dadas por el
gestor de la carga (SupAg).
5.El CP facilitará la medida de la energía consumida en la recarga al gestor (SupAg) y al
distribuidor (DSO). El gestor de carga facturará el servicio de recarga efectuado al usuario
del vehículo.
6.En el futuro, el distribuidor (DSO) también podría interrumpir la recarga si por motivos
de seguridad o problemas operativos en la red (sobrecarga en algunos elementos o tensiones fuera de límites) tuviera que recurrir a ello como medida de último recurso y previamente acordada con el gestor de carga (SupAg).
Existen también diferentes posibilidades en lo relativo a qué tipo de agente en el mercado
eléctrico será el que desempeñe el papel de gestor de carga de los vehículos eléctricos. Esto
–107–
dependerá fundamentalmente de la localización del punto de recarga y del tipo de control de
la carga implantado.
Por ejemplo, en el caso de recarga en el garaje privado de una casa, la recarga doméstica
puede considerarse como otro consumo doméstico más. En este caso, caben dos opciones.
La de instalar un medidor separado para implantar una tarifa diferenciada, o por el contrario
utilizar un único medidor para todos los consumos domésticos incluido el vehículo eléctrico. En este último caso también el consumidor podrá contratar una tarifa doméstica con
discriminación por períodos horarios, es decir, que contemple precios más económicos para
el consumo en las horas de la madrugada cuando se cargue la batería.
En el caso de áreas privadas con infraestructura de recarga y acceso público, tales como centros comerciales o estaciones de servicio dedicadas a la recarga, el gestor de la carga sería el
propietario de la zona de servicio, que se daría de alta como gestor de carga, o contrataría los
servicios de uno de ellos. La legislación española autoriza a estos agentes a revender la energía adquirida para uso exclusivo de recarga de vehículos eléctricos (RD 647/2011).
Otra posibilidad sería instalar puntos de recarga en lugares públicos con acceso público. Estos
podrían ser instalados por las distribuidoras de acuerdo con los respectivos ayuntamientos. En
la práctica surge el problema de la gestión del aparcamiento público y del punto de recarga
simultáneamente. Este modelo, como se ha comentado, es una forma inicial de promoción del
vehículo eléctrico, pero no se espera que sea una alternativa real para carga masiva debido también al alto coste de los puntos de recarga públicos con sistema de cobro y facturación local.
Finalmente, existe otra alternativa de gestión de la recarga en lugares de acceso público basada en el libre acceso a los puntos de recarga bajo contratos con comercializadores que se
encargan de facturar el servicio. En este caso los usuarios de vehículos tendrían un contrato
de recarga con un comercializador/agregador que opere en cualquiera de los puntos de recarga públicos donde el vehículo se conecte dentro de una zona o región. Este modelo consideraría que cada punto de recarga es libre de acceso y puede ser utilizado por todos aquellos vehículos con contrato con comercializadores/agregadores que tengan a su vez suscrito
un contrato de acceso con el propietario del punto de recarga en cuestión. La figura de comercializador/agregador no necesitaría una legislación especial, pues el comercializador es el
agente que compra energía y la vende a consumidores finales en el mercado eléctrico. El
desarrollo de la infraestructura de recarga en lugares públicos debería ser en este caso convenientemente regulada. Este modelo no se ha implantado, ni desarrollado la correspondiente
legislación todavía en España.
–108–
4.6. F
ases de integración del vehículo eléctrico
y modelos de negocio
Las diferentes alternativas anteriormente comentadas en cuanto a localización de los puntos
de recarga, sus prestaciones en cuanto a modos de control y comunicaciones asociadas, así
como los diferentes agentes involucrados con sus diferentes roles, conduce a esta sección
final donde se plantea una visión de cómo la integración de los vehículos en las redes eléctricas se producirá en el futuro y cuáles serán los modelos de negocio preponderantes en cada
una de las fases futuras.
Es necesario hacer notar que, como se ha explicado, los modelos de negocio que se van a
tratar en este apartado están basados en la recarga de la batería mientras el vehículo está estacionado y conectado a la red a través del punto de recarga. Existen otros modelos que
consisten en reemplazar de forma rápida la batería agotada por otra llena en una estación de
servicio o lugar destinado para ello. Esto sería una alternativa a la recarga rápida, pudiendo
entonces bajo este modelo gestionarse la carga de las baterías al margen de los patrones de
uso del vehículo.
La figura 4.13 muestra una prospectiva de cómo será la integración de los vehículos en las
redes descompuesta en tres fases consecutivas en el tiempo.
La fase I es la más cercana en el tiempo. En esta fase predominará la recarga doméstica en el
garaje o aparcamiento de la vivienda. Los usuarios conectarán sus vehículos durante la noche
en sus garajes para la recarga en modo normal, es decir durante varias horas, y la recarga se
hará implantando medidores que posibiliten una tarifa reducida en las horas de la madrugada. La infraestructura necesaria será mínima. Se necesitaría un conector monofásico estándar
(3,7 kW), un temporizador para inicio de la recarga y un medidor que permita discriminación temporal en la lectura, que podría ser el mismo medidor inteligente instalado en la acometida general a la vivienda. El comercializador que tiene el contrato de suministro con la
Fase I:
Recarga en el hogar.
Tarifas con discriminación temporal
Fase II:
Recarga inteligente.
Agregadores
Fase III:
Servicios V2G.
Mercados a nivel de TSO/DSO
Figura 4.13. Fases de desarrollo para la integración de vehículos en las redes eléctricas.
Fuente: elaboración propia, Proyecto MERGE.
–109–
vivienda podría ser también el comercializador de la energía dedicada a la recarga del vehículo. Como puede observarse, éste es el modelo de negocio más elemental, el cual no requeriría elevadas inversiones en infraestructura de puntos de recarga y comunicaciones. Sin
embargo, se considera totalmente imprescindible que la tarifa de recarga en horas de la madrugada incentive efectivamente a ello, pues de lo contrario se tendrían los problemas de
impacto técnico y económico comentados en el apartado 4.3 a medida que la penetración de
vehículos eléctricos fuese aumentando. En España el RD 647/2011 ha establecido una tarifa
supervalle, tanto de acceso como de último recurso, para clientes con potencias contratadas
inferiores a 15 kW, que proporciona precios menores para el consumo en las horas de la
madrugada.
En esta fase I también se implantarían puntos de recarga en áreas privadas con acceso público, tales como aparcamientos en zonas comerciales o estaciones de servicio dedicadas a la
recarga, fundamentalmente para eliminar el síndrome de ansiedad del conductor en el caso
de vehículos puramente eléctricos. Téngase en cuenta que la infraestructura requerida, en
especial para carga rápida, sería más costosa. En general no se necesitarían un gran número
de estos puntos de recarga en una ciudad. Desde un punto de vista regulatorio, la legislación
debe desarrollar la figura anteriormente comentada del gestor de carga con licencia para
comprar energía en el mercado como consumidor final y revenderla exclusivamente para recarga de vehículos eléctricos. En este caso, los requisitos técnicos y de solvencia económica
y financiera impuestos no deben suponer una barrera de entrada y deben ser tramitados con
procedimientos ágiles y sencillos. Como se ha comentado, en España esta legislación ya se
ha puesto en marcha con el RD 647/2011.
En la fase II, cuando el nivel de penetración de vehículos eléctricos sea más elevado, se desarrollaría plenamente el modelo de negocio basado en comercializadores/agregadores que
gestionen de forma agregada y coordinada la recarga de cientos o miles de vehículos mediante sistemas de información y comunicación basados en los conceptos de redes inteligentes
tratados en este libro. Mediante estos sistemas los comercializadores/agregadores podrán
gestionar de forma inteligente la ubicación y potencia de la recarga a lo largo del período de
conexión, y participarán en los mercados de energía con una gestión en tiempo real de la
demanda, para aprovechar períodos de bajos precios o elevada producción de fuentes renovables, y también para participar en la gestión de desvíos. La flexibilidad de gestionar la demanda de forma agregada que proporcionan las baterías de los vehículos eléctricos podrá ser
aprovechada por estos comercializadores para maximizar sus beneficios en la participación
en los mercados de energía y en la gestión de desvíos en tiempo real. Esto exigirá la mo–110–
dificación de las reglas en el mercado para que la demanda pueda participar en pie de igualdad con la generación en la gestión de desvíos y servicios de balance. Los usuarios de los
vehículos recibirán una parte de estos beneficios como compensación por la flexibilidad
proporcionada. Probablemente la viabilidad económica de este negocio irá en aumento a
medida que la penetración de energía renovable de tipo intermitente, principalmente eólica
y solar, crezca. Esto creará una mayor volatilidad en los precios en el mercado y también la
necesidad de un mayor volumen de recursos flexibles gestionables que proporcionen los
ajustes de energía necesarios para el equilibrio instantáneo entre generación y demanda.
En esta segunda fase, probablemente también se generalizarán los puntos de recarga en lugares públicos desarrollados por los ayuntamientos con posible participación de las distribuidoras. En este caso el coste de la infraestructura de recarga será más elevado y será necesario
un diseño regulatorio adecuado para asegurar la recuperación de dichas inversiones. Es posible que bajo este modelo, con puntos de recarga con acceso público, los comercializadores/
agregadores de vehículos eléctricos tengan libre acceso a estos puntos, tras la suscripción de
los correspondientes contratos de acceso, y el sistema de identificación y pago funcione
de forma automática, tal y como sucede hoy con los operadores de telefonía móvil.
Finalmente, en la fase III, con una penetración de vehículos eléctricos todavía mayor, probablemente tendrá lugar el modelo más complejo y sofisticado en cuanto a control y servicios
prestados por las baterías al sistema eléctrico en el modo V2G. Habrá comercializadores/
agregadores especializados que, utilizando la capacidad de las baterías de inyectar potencia
en la red, podrán proporcionar servicios de control frecuencia/potencia, por ejemplo regulación secundaria, para en tiempo real seguir las consignas enviadas por el operador del sistema. También se podrán proveer servicios a los distribuidores para solucionar problemas de
congestiones zonales. Estos servicios serán remunerados. De nuevo, parte de los beneficios
obtenidos se traspasarán a los usuarios de los vehículos eléctricos como compensación económica. En este modelo de negocio los equipos de medida y comunicaciones necesarios
serán más complejos porque el tiempo de respuesta es mucho más rápido.
Otro tema tecnológico aún abierto sobre el modo de control V2G es el referente al uso y
consiguiente degradación de la batería del vehículo eléctrico al estar sometida a ciclos frecuentes de carga y descarga como consecuencia de inyectar potencia en la red de suministro.
En estos casos, los fabricantes de baterías y vehículos probablemente no garanticen el funcionamiento de la batería durante el período de vida esperado, al tener un uso para el que
inicialmente no fue diseñada. Este tema será objeto de investigación y probablemente las
–111–
baterías del futuro permitirán un mayor número de ciclos con elevados rendimientos, lo que
finalmente permitirá su uso como elemento de almacenamiento y apoyo para el sistema eléctrico.
Se puede concluir diciendo que existen todavía numerosos temas tecnológicos abiertos. Se
necesita continuar con la realización de estudios de análisis coste/beneficio junto con proyectos de investigación y demostración para poder profundizar en la viabilidad de los modelos
de uso y control de vehículos eléctricos más avanzados anteriormente descritos.
Las fases anteriormente descritas para la integración de los vehículos eléctricos se irán acompasando con el desarrollo de las redes inteligentes. Es previsible que la fase I se desarrolle en
el período 2011-2015, la fase II en el período 2015-2020, y la fase III en la siguiente década.
Todo ello en consonancia también con los niveles previstos de penetración de esta tecnología
de acuerdo con los escenarios planteados en las figuras 4.5, 4.6 y 4.7.
Referencias
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Fundación de la Comunidad de Madrid. (2011). «Guía del vehículo eléctrico».
Gómez, T., Momber, I., Rivier, M. y Sánchez. A. (2011). «Regulatory Framework and Business Models for Charging Plug-in Electric Vehicles: Infrastructure, Agents, and Commercial Relationships», Energy Policy. vol. 39, no. 10, págs. 6360-6375, Octubre.
–112–
International Energy Agency. (2011). «Technology roadmap: Electric and plug-in hybrid
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Kley, F., Dallinger, D. y Wietschel M. (2010). «Assessment of future EV charging infrastructure». International Advanced Mobility Forum, 9-10 March, Geneva.
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ev-merge.eu/ [acceso en 25 abril de 2011].
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Pieltain Fernández L., Gómez San Román, T., Cossent, R., Mateo Domingo, C. y Frías, P.
(2011). «Assessment of the Impact of Plug-in Electric Vehicles on Distribution Networks», IEEE Transactions on Power Systems 26(1), págs. 206-213, February 2011.
Pieltain Fernández, L. (2009). «Impact of Plug-in Hybrid Electric Vehicles on Power
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upcomillas.es/publicaciones/tesis_mse [acceso en 6 mayo de 2011].
The Royal Academy of Engineering UK. (2010). «Electric vehicles: charged with potential».
May. Available online at www.raeng.org.uk/ev
–113–
5
La operación del sistema
y la integración de las renovables
«Πα βω και χαριστιωνι ταν γαν κινησω πασαν» («Dadme un punto de apoyo y moveré el
mundo»), Arquímedes, siglo II A.C.
El modelo energético del futuro se basa en la integración de más generación renovable en los
sistemas eléctricos. La integración masiva de este tipo de generación, generalmente intermitente, poco predecible y conectada tanto a redes de transporte como de distribución, supone
un reto para la operación de los sistemas eléctricos. Para seguir garantizando la seguridad y
eficiencia de las redes eléctricas, la operación de las mismas necesita reforzar el papel de la
generación flexible, principalmente centrales de gas, y dotarse de nuevas herramientas de
control, entre las que destacan las redes inteligentes.
Tradicionalmente la operación del sistema ha estado asociada a la figura del operador del
sistema, cuya misión ha estado íntimamente ligada a la supervisión y control de la red de
transporte. Esta situación se ha debido a que las redes de distribución han sido redes pasivas
con escasa penetración de generación. En la actualidad la presencia de redes inteligentes
combinada con la elevada presencia de recursos energéticos distribuidos eleva el concepto de
sistema eléctrico a la red de distribución. Por este motivo, tal y como ya se ha mencionado
en los capítulos 1, 2 y 3 y se profundizará en los capítulos 6, 7 y 8, la nueva figura del operador del Sistema de distribución será de vital importancia en este proceso de integración de
recursos energéticos distribuidos.
–115–
5.1. Hacia un modelo energético más sostenible
El modelo energético español a medio plazo tiene que cumplir los objetivos marcados en
la Estrategia Europea del 20/20/20 para el 2020, que implica una reducción en un 20%
de las emisiones de gases de efecto invernadero, una reducción en un 20% en el consumo de
energía primaria, y que en 2020 un 20% de la energía final provenga de fuentes renovables.
Para cumplir estos compromisos, el Gobierno español ha planteado una serie de líneas de
trabajo: la actualización del Plan de Energías Renovables, la definición de un Plan de Ciclos Combinados (por su aportación a la seguridad de suministro y a su función de respaldo de la generación intermitente), consensuar el Plan del Carbón, definir una posición
sobre la generación nuclear, y otros aspectos como la movilidad eléctrica o la eficiencia
energética. En este sentido, la Agencia Internacional de la Energía (AIE), en su informe
World Energy Outlook 2010, propone que los esfuerzos hacia la sostenibilidad sean: mejorar en un 60% la eficiencia en el uso final de la energía, uso del 20% de energías renovables en el consumo, conservar un 10% de producción con energía nuclear y lograr un 10%
en la captura y secuestro de carbono.
En ambas propuestas cobra especial interés el plan para el fomento de la generación de origen renovable, que en España se denomina PANER. En él se establecen unos objetivos de
potencia instalada renovable para el año 2020 (MITyC, 2010), como se presentó en el capítulo 1. Estos objetivos permitirán aumentar la producción con fuentes renovables respecto al
consumo eléctrico desde un 14,7% en 2005 hasta un 38,2% en 2020. Dentro de las tecnologías disponibles, la energía eólica y la solar son las que representan un mayor peso en el mix
de generación eléctrica, siendo la generación eólica la que contribuirá con cerca de un 20%
en el 2020 frente al 7% del 2005.
La potencia instalada de generación eólica ha experimentado un crecimiento constante desde
finales de los años 90 en línea con el objetivo pretendido en el PANER, debido a la creación
de un entorno regulatorio favorable para perseguir los objetivos 20/20/20 (Figura 5.1). Por
su parte, la generación solar ha experimentado un crecimiento exponencial, que se ha visto
limitado en los últimos años por la incertidumbre regulatoria que afecta a los incentivos
económicos que recibe esta fuente renovable.
Desde el punto de vista de la operación de los sistemas eléctricos, la localización de la generación juega un papel importante. La distribución geográfica de los parques eólicos en España se muestra en la figura 5.2, donde las Comunidades de Castilla y León, Castilla-La
–116–
5. La operación del sistema y la integración de renovables
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1995
2000
Eólica
2005
2010
2015
Solar
Figura 5.1. Evolución de la potencia instalada eólica y solar en España.
Fuente: REE.
500
400
300
260
220
180
150
130
110
90
70
50
30
20
10
0
kW/km2
Potencia eólica instalada. Enero 2009.
Figura 5.2. Distribución geográfica de la energía eólica en España.
Fuente: G. González, 2011.
–117–
2020
Mancha, Galicia y Andalucía acumulan más del 70% de la potencia instalada en 2010. Por su
parte, la generación solar se concentra en la zona centro y sur de España, dado que es la zona
con mayor número de horas de sol (Figura 5.3).
El incremento de penetración de generación renovable en la última década y las previsiones
de nuevas inversiones a futuro están suponiendo un fuerte cambio en el mix de generación
eléctrico, como se muestra en la figura 5.4. En estos análisis la previsión de crecimiento de la
demanda en 2020 va a ser compensada en su mayoría por el incremento de la generación
renovable. Por otro lado, se ha venido produciendo una reducción de la producción con
centrales de carbón y productos petrolíferos debido al cierre progresivo de las centrales que
han finalizado su ciclo de vida útil, con lo que la generación basada en gas va a adquirir
mayor relevancia. Las características específicas de la generación renovable (eólica y solar)
respecto a la generación convencional (térmica y gran hidráulica), tal como se analiza a continuación, van a suponer un gran reto para la operación de los sistemas eléctricos. En este
nuevo contexto, dotar al sistema eléctrico de mayor flexibilidad en la operación, donde las
centrales de gas juegan un papel fundamental, y dotarlo de tecnologías asociadas a los conceptos involucrados bajo la denominación de redes inteligentes son las claves para esta transición.
18 MW
1 MW
139 MW
2 MW
10 MW
80 MW
147 MW
387 MW
186 MW
35 MW
257 MW
906 MW
664 MW
336 MW
122 MW
944 MW
Figura 5.3. Distribución geográfica de la energía solar en España.
Fuente: CNE, Febrero 2011.
–118–
58 MW
400.000
Biomasa, biogás, RSU y otros
350.000
Energía producida (GWh)
Solar FV
300.000
Solar CSP
Eólica offshore
250.000
Eólica onshore
Hidroeléctrica
200.000
Bombeo
Cogeneración gas natural
150.000
Gas natural
100.000
Cogeneración p. petrolíferos
P. petrolíferos
50.000
Carbón
Nuclear
0
1994
2009
2020
Figura 5.4. Evolución del mix tecnológico de generación eléctrica en España.
Fuente: MITyC, 2010.
5.2. Impacto de generación eléctrica con fuentes
renovables
Desde el punto de vista de la operación de los sistemas eléctricos, la generación eléctrica con
fuentes renovables, principalmente la eólica y solar, presenta algunas importantes diferencias
con la generación de régimen convencional. En primer lugar, el recurso energético de la generación convencional, como el carbón, el combustible nuclear o el agua embalsada, se puede fácilmente almacenar, y por tanto permite una producción muy gestionable. Sin embargo,
el recurso eólico o solar no se puede almacenar, es intermitente y además no se puede predecir con exactitud. En la figura 5.5 se presenta la producción de un parque eólico durante 10
días, y en la figura 5.6 se presentan las series de producción eólica horaria durante 5 años; en
ambos casos se puede apreciar la alta variabilidad que existe en la producción. Por ejemplo,
se han dado situaciones de explotación en las que la potencia eólica generada en el sistema
disminuyó a razón de 500 MW por hora. Esta intermitencia supone un auténtico reto en la
operación de la red eléctrica, que tiene que disponer de suficiente flexibilidad para absorber–119–
3.000
2.500
kWh
2.000
1.500
1.000
500
0
01
31
02
03
04
05
06
07
08
09
Días
Tiempo real
Figura 5.5. Producción eólica del parque SOTAVENTO del 1 al 10 de enero de 2011.
Fuente: http://www.sotaventogalicia.com.
80%
70%
P/P instalada
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1
745
2004
1489
2005
2233
2977
2006
3721
4465
5209
Hora del año
2007
2008
5953
6697
7441
8185
Figura 5.6. Series históricas de producción eólica vs. potencia instalada en España peninsular.
Fuente: REE.
–120–
10
la, ya que el sistema eléctrico necesita un equilibrio instantáneo entre generación y demanda.
La generación solar también tiene intermitencia, debido fundamentalmente a la presencia de
nubes, aunque ésta es menor que la eólica.
Además, la generación solar tiene una cierta correlación con la demanda (la actividad doméstica, comercial y parte de la industrial se realizan en horas diurnas); sin embargo, existe una
menor correlación entre la generación eólica y la demanda (aunque sí hay una relación estacional, dado que la producción eólica es mayor en invierno cuando la demanda también
aumenta respecto al verano). No obstante, la intermitencia de estas fuentes de energía puede
dar lugar a situaciones de operación extremas, por ejemplo en las que la demanda sea muy
baja (por ejemplo la madrugada de un domingo) y la producción eólica sea mayor que la
demanda. Un ejemplo se produjo el 1 de enero de 2010, cuando se tuvo que desconectar el
exceso de generación eólica durante 17 horas, ya que la demanda fue muy reducida, como se
muestra en la figura 5.7.
Una buena predicción de la generación eólica es de vital importancia para programar las
unidades de generación y cubrir posibles desvíos de la producción inicial asignada que, como
se indicó en el capítulo 1, se programa el día anterior. No obstante, la predicción está sujeta
a un error que varía en función del número de horas de anticipación con que se realice. En la
Producción eólica (MW)
12.000
10.000
8.000
Vertido
6.000
4.000
2.000
0
21 22 23
1
2
3
31 dic 09
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
01 ene 10
Producción real
Producción prevista
Figura 5.7. Vertido eólico por exceso de generación en horas valle.
Fuente: elaboración propia y G. González, 2011.
–121–
0
1
2
02 ene 10
Error absoluto medio/
Energía generada (%)
25
20
15
10
5
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Horas
Figura 5.8. Error de predicción de la generación eólica dependiendo del número de horas de anticipación
de la predicción.
Fuente: SIPREÓLICO de REE.
figura 5.8 se observa cómo la predicción de generación eólica del día anterior tiene en promedio un error próximo al 20%, mientras que a medida que se aproxima al tiempo real éste
disminuye notablemente. En España, se han producido situaciones excepcionales con un
alto error de predicción, como por ejemplo los días 23 y 24 de enero de 2009, cuando la tormenta Klaus recorrió la Península Ibérica con vientos superiores a 220 km/h. Debido a la
protección de sobre-velocidad de los aerogeneradores sólo se pudieron operar 4.000 MW
eólicos de los 11.000 MW programados. Para restablecer el equilibrio generación-demanda
se tuvo que aumentar la potencia de muchos grupos y acoplar nuevos generadores.
La cantidad de recurso disponible determina la potencia óptima de las centrales renovables.
El tamaño de cada generador oscila entre los 50 kW de una instalación de generación solar
fotovoltaica a los 2 MW del aerogenerador de última tecnología. De forma agregada, un
parque fotovoltaico puede llegar hasta las decenas de MW y a los cientos de MW los parques
eólicos. Las centrales de poca potencia se conectan a redes de distribución (en el caso de la
solar fotovoltaica, biomasa y algunas eólicas), mientras que la generación eólica se suele conectar a la red transporte (ver capítulo 1). Desde el punto de vista de la operación de las redes
eléctricas, la preeminencia de la generación no controlable supone un gran reto. Por un lado,
la intermitencia de la generación conectada en redes de distribución tiene efectos muy locales, como posibles tensiones superiores a las permitidas o sobrecargas de las líneas de evacua–122–
ción. Por otro lado, la generación intermitente conectada en transporte requiere de reserva
de potencia para cubrir los posibles desvíos de potencia.
La menor potencia de la instalación, junto con la modularidad de las centrales renovables,
hace que el tiempo de construcción de las centrales renovables sea inferior al de las centrales
convencionales. Esta situación supone un reto adicional desde el punto de vista de la planificación de redes, ya que los posibles refuerzos de red necesarios para integrar esta generación requieren para su construcción un tiempo mayor que la instalación de la propia generación. Además, la dispersión de las centrales conectadas a las redes de distribución requiere
nuevos desarrollos de la red, en contraste con centrales de mayor potencia que se conectan a
la red de transporte.
Condicionada por el tamaño de la central y las características del recurso, la generación
renovable utiliza equipos eléctricos para convertir la energía renovable en electricidad que
tienen distintas características a los usados por la generación convencional, estos últimos
denominados alternadores. Por ejemplo, la generación fotovoltaica utiliza equipos de electrónica de potencia1 (convertidores) para convertir la corriente continua, producida por el
efecto fotoeléctrico dependiendo de la radiación solar, en electricidad de corriente alterna.
La generación eólica utiliza tanto máquinas de inducción2 como generadores avanzados que
integran una etapa de electrónica de potencia (denominados de rotor doblemente alimentado). Otras energías renovables, como la generación minihidráulica, también suelen utilizar
máquinas de inducción, mientras que las centrales de biomasa y energía solar de concentración usan las mismas máquinas que las grandes centrales convencionales, los alternadores.
Desde el punto de vista de la operación de un sistema eléctrico, la incorporación masiva de
generación renovable que utiliza tecnologías de conversión eléctrica diferentes a la generación
tradicional está suponiendo un auténtico reto. Al comienzo de la integración de la generación renovable, las limitaciones de estas tecnologías han dado lugar a situaciones de riesgo para la seguridad del sistema eléctrico. Por ejemplo, ante un cortocircuito próximo a un parque eólico
(por la acción del viento una rama de un árbol toca una línea eléctrica), las protecciones eléctricas solucionarían el problema en menos de un segundo. En este pequeño lapso de tiempo el
parque eólico se desconectaría de la red eléctrica si no dispusiese de las protecciones adecuadas.
1. Se trata del uso de dispositivos de electrónica para el control y transformación de grandes volúmenes de energía.
2. Las máquinas de inducción se pueden encontrar en la mayoría de los motores utilizados a nivel industrial,
como por ejemplo el motor de un ascensor o el que acciona el metro.
–123–
Potencia eólica generada (MW)
6.450
6.250
6.050
700 MW
5.850
5.650
5.450
00:00:00
00:30:00
01:00:00
01:30:00
02:00:00
02:30:00
03:00:00
03:30:00
04:00:00
Figura 5.9. Efecto de la desconexión de generación eólica.
La desconexión tendría un doble efecto negativo: por un lado, la necesidad de reponer rápidamente la cantidad de generación eólica desconectada y, por otro, esta pérdida de potencia
produciría una variación brusca de los flujos de potencia y de las tensiones de la red. En estas
situaciones, es la generación convencional conectada la que ayudaría al sistema a mantener la
estabilidad durante el breve período del incidente. Un ejemplo de ello se representa en la figura 5.9 donde ante un incidente en la red de transporte el 24 de abril de 2008 se produjo la desconexión instantánea de 700 MW eólicos. La generación convencional de la zona fue capaz de
recuperar la operación segura del sistema en menos de 10 minutos. Para evitar estas situaciones, y dada la masiva penetración futura de esta generación que multiplicaría el posible impacto en la operación de la red eléctrica, se han definido nuevos requisitos técnicos para la generación renovable, de forma que se pueda asimilar a la generación tradicional.
Por otro lado, la generación eléctrica con fuentes renovables implica retos en el sistema de
distribución, muy fundamentalmente en los criterios técnicos de conexión a la red. En la actualidad gran parte de los criterios técnicos de conexión se están abordando por el operador del
sistema desde un punto de vista agregado y a efectos de equilibrio entre generación y demanda
total. Sin embargo, en las redes de distribución, debido a su carácter radial en la operación, la
apertura de líneas (por efecto de algún problema de red) con reconexión instantánea está suponiendo la desconexión de tecnologías de carácter distribuido. Esta pérdida brusca de generaci–124–
ón modifica los flujos de la red y puede provocar incidencias graves en las instalaciones. Por
este motivo se deben articular criterios técnicos de conexión entre las empresas de distribución
y los recursos energéticos distribuidos con una doble misión: por un lado evitar el funcionamiento en isla ante interrupciones largas con fuerte desequilibrio generación – demanda; y por
otro, evitar la desconexión intempestiva de los recursos energéticos distribuidos ante interrupciones breves.
5.3. H
acia una operación más flexible con redes
inteligentes
La operación del sistema eléctrico tiene que adaptarse para la integración masiva de generación de origen renovable, que ya está contemplada en la planificación para el año 2020. Los
esquemas y las tecnologías tradicionales de planificación y operación tienen que evolucionar
rápidamente, aprovechando el desarrollo de las redes inteligentes.
Las inversiones tradicionales en la red de transporte y distribución, como la construcción
de nuevas líneas, nuevas subestaciones, etc., requieren mucho tiempo para llevarse a cabo,
en torno a 10 años. Además, estos tiempos son cada vez mayores debido a nuevas restricciones de tipo medioambiental. Dado que la construcción de la generación renovable se
realiza en menor tiempo, es preciso adecuar la red rápidamente. Para ello se plantean dos
soluciones: hacer un uso más eficiente e intensivo de las instalaciones de transporte existentes, e invertir en soluciones basadas en redes inteligentes. Bajo este contexto, este apartado presenta las herramientas más relevantes que permiten mejorar la integración de renovables: nuevos equipos inteligentes, nuevos requisitos técnicos, mejora de las herramientas de predicción, mejora de la observabilidad y del control de las redes eléctricas y
dotar al sistema de mayor flexibilidad de operación.
5.3.1. Nuevos equipos para las redes inteligentes
Para esto existe un conjunto de nuevos equipos y herramientas que permiten operar la red
de transporte con más inteligencia, entre los que destacan los dispositivos FACTS y los sen–125–
sores en las líneas de transporte, y otros más específicos como los equipos limitadores de
corrientes de cortocircuito o sensores para la medida de fase.
Los dispositivos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) son equipos basados en electrónica de potencia que constituyen la pieza clave en las redes inteligentes en transporte
(Figura 5.10). Estos equipos permiten distribuir el flujo de potencia por las líneas, regular las
tensiones de la red y mejorar la estabilidad de los sistemas eléctricos. Por tanto, los FACTS
cobran relevancia cuando se quiere integrar generación intermitente alejada de los centros
de consumo. Estos equipos ayudan a reconducir los flujos de potencia y evitar la saturación de
ciertas líneas y corredores y, por tanto, permiten retrasar las inversiones en nuevas infraestructuras eléctricas.
Otra técnica que permite aumentar la eficiencia de la red de transporte es el Dynamic line
rating, que consiste en el cálculo en tiempo real de la máxima potencia que puede transportar una línea. La capacidad máxima se establece tradicionalmente con métodos conservadores en la fase de diseño de la línea atendiendo a la temperatura media de cada estación
Figura 5.10. Subestación eléctrica con FACTS.
Fuente: ABB.
–126–
Figura 5.11. Sensor de temperatura en una línea de transporte.
Fuente: EPRI, 2011.
del año. Con la medida de la temperatura de los conductores de las líneas de transporte de
energía eléctrica a través de sensores conectados en ellas (Figura 5.11) se puede hacer un
cálculo más exacto de la máxima potencia, pudiendo superar ésta hasta en un 15% la capacidad definida por métodos tradicionales.
5.3.2. Nuevos requisitos técnicos
La integración eficiente de la generación intermitente, eólica y solar, requiere acciones
coordinadas en distintos sentidos. En primer lugar, se requiere establecer requisitos técnicos para estos generadores eléctricos que permitan mejorar su aportación a la seguridad
del suministro, aproximándola a las propiedades de los alternadores convencionales. Por
ejemplo, Red Eléctrica, a través del procedimiento de operación P.O. 12.3, establece los
requisitos técnicos de los aerogeneradores. El requisito fundamental es que las máquinas
sean capaces de seguir conectadas a la red eléctrica durante una falta en el sistema eléctrico,
dejando tiempo para que las protecciones actúen, y además deben contribuir a garantizar
–127–
Con control de tensión
Sin control de tensión
1,16
1,145
1,13
1,115
1,1
1,085
1,07
1,055
1,04
1,025
1,01
0,995
0,96
1,16
1,145
1,13
1,115
1,1
1,085
1,07
1,055
1,04
1,025
1,01
0,995
0,96
nsión 400 kV
Tensión
Tensiones de los
nudos de la red
de transporte
en tanto por uno
Tensiones de los
Tensión 400 kV nudos de la red
de transporte
en tanto por uno
Figura 5.12. Efecto del control de las tensiones en la red de transporte.
la seguridad del sistema. Desde el punto de vista técnico, otro aspecto muy importante es que
la nueva generación renovable sea capaz de controlar las tensiones de la red eléctrica, como
lo es la generación convencional. Como se indicó en el capítulo 1, la adecuada gestión de
las tensiones del sistema da lugar a una operación más eficiente con menos pérdidas y más
segura. En la figura 5.12 se observa cómo afecta el control coordinado o no de las tensiones a la red de transporte en España. Si la generación renovable no contribuye al control
de tensiones en la red, éstas tendrían valores fuera del intervalo admisible (0,95-1,05 veces
400 kV). Sin embargo, la participación activa de la generación eólica y solar en el control
de tensiones homogeneizaría las tensiones en toda la red y permitiría una explotación óptima del sistema, más segura y con menores pérdidas. Para poder contribuir al control de
tensiones se debe dotar de equipos de medida y control inteligente tanto a la generación
como a la propia red eléctrica.
5.3.3. Herramientas de predicción
La mejora de las herramientas de predicción de la producción proveniente de la generación
renovable, tanto eólica como solar, es otro elemento muy importante para mejorar la inte–128–
gración de este tipo de tecnologías. Existen numerosas herramientas a nivel internacional
que se usan en Noruega, Estados Unidos, Dinamarca o Alemania (T. Ackermann, 2004). En
España, tanto Red Eléctrica como las distintas empresas de generación renovable disponen
de herramientas propias de predicción eólica. El sistema de predicción propiedad de Red
Eléctrica se denomina SIPREOLICO, el cual cada 15 minutos predice la producción horaria
de parques para las próximas 48 horas, y para ello utiliza medidas de producción eólica de
los parques en tiempo real junto a datos meteorológicos. La mejora de los modelos matemáticos de predicción, junto con la inclusión de técnicas de aprendizaje en los mismos, permitirá que los errores de predicción se reduzcan progresivamente respecto a los presentados en
la figura 5.8.
5.3.4. Visibilidad y capacidad de control
Para poder integrar de forma masiva la generación renovable es imprescindible tener visibilidad y capacidad de control de las mismas, lo que se consigue con la creación de centros
específicos de control de la generación renovable. Para ello la regulación española establece que todas las plantas y agrupaciones de plantas de generación en régimen especial con
una potencia superior a 10 MW deben estar adscritas a un centro de control de generación
que actuará como interlocutor con el operador del sistema. Además, todas las instalaciones o agrupaciones con potencia instalada mayor a 1 MW deberán enviar telemedidas a
Red Eléctrica en tiempo real. Para gestionar toda esta información, el operador del sistema
creó en 2006 el centro de control de generación renovable denominado CECRE. Actualmente existen 23 centros de control diferentes (CCRE) que envían cada 12 segundos al
CECRE información en tiempo real de cada instalación, sobre su estado de la conexión a
la red, su producción y la tensión en el punto de conexión, tal y como se muestra en la figura 5.13. Estos datos son utilizados por el CECRE para calcular cada 20 minutos la capacidad máxima de generación renovable acoplable a la red. En caso de posibles problemas
de red, el CECRE envía a los distintos centros de control consignas de generación para
que reduzcan su producción (actualmente sólo afecta a la generación eólica), y ésta obligatoriamente tiene que ajustar la generación en menos de 15 minutos. La energía no producida asociada a la reducción de potencia se remunera al 15% del precio del mercado para
esas horas, como un lucro cesante.
–129–
CECRE
CCRE 1
CCRE 2
CCRE 3
CCRE 4
Figura 5.13. Comunicación entre el CECRE y los Centros de Control de Generación Renovable (CCRE).
Fuente: REE.
Dos ejemplos de centros de control de régimen especial son el CORE de Iberdrola Renovables3 y el CEOER de Acciona Energía4. El objetivo de estos centros es la supervisión y
control de todas las instalaciones renovables, permitiendo detectar y solucionar incidencias
de forma remota, y gestionar la energía eléctrica producida. Estos centros se comunican con
el CECRE de Red Eléctrica. Además, la operación de las redes de distribución se ve muy
afectada por la generación renovable que se conecta en ellas, por lo que se requiere una
mayor supervisión y operación desde centros de control de la propia red de distribución,
como el que se muestra en la figura 5.15.
Tal y como se comenta en el capítulo 1 la captación de información de aquellos generadores
de más de 1MW se realiza de forma exclusiva por el operador del sistema. Esta situación da
lugar a que los gestores de las redes de distribución tengan una falta de observabilidad en sus
redes. Por este motivo la operación del sistema eléctrico en su conjunto debe ser compartida
por el operador del sistema y los operadores de las redes de distribución para garantizar la
integridad, seguridad y calidad de suministro.
3. Situado en Toledo, se puso en marcha en 2003, y da servicio a parques eólicos y centrales mini-hidráulicas de
Iberdrola Renovables y de otros promotores.
4. Situado en la sede de la División de Energía en Sarriguren (Navarra), gestiona datos procedentes de 290 parques eólicos, con unos 7.600 aerogeneradores, 83 centrales hidroeléctricas, plantas solares (fotovoltaica y termosolar), de biomasa y de cogeneración, así como 200 subestaciones de transformación.
–130–
Figura 5.14. Centro de control generación renovable CECRE de Red Eléctrica.
Fuente: REE.
Figura 5.15. Centro de Operación de Red (COR) de Gas Natural Fenosa.
–131–
5.3.5. Flexibilidad en la operación
Un sistema eléctrico con mayores niveles de generación intermitente requiere una mayor
flexibilidad en la operación. La gestión de unidades de almacenamiento de energía, las interconexiones con otros sistemas eléctricos y un parque de generación flexible permiten integrar con seguridad gran cantidad de generación intermitente.
El almacenamiento de energía eléctrica permitiría absorber la energía generada en horas de
bajo consumo, en lugar de desconectar la generación intermitente y verter el excedente. El
almacenamiento masivo de energía eléctrica se consigue con las denominadas centrales hidráulicas de bombeo, como se muestra en la figura 5.165. Se trata de un recurso de almacenamiento renovable, del que en España se dispone actualmente de 2.500 MW y hay previstos
hasta 5.700 MW en 2020. Pero el almacenamiento eléctrico también se puede conseguir de
forma distribuida, utilizando por ejemplo los vehículos eléctricos (ver capítulo 4). Para que
el uso del almacenamiento distribuido pueda desarrollarse, requiere la implantación de tecnologías asociadas al concepto de redes inteligentes en las redes de distribución tal y como
se explicó en el mencionado capítulo.
Las interconexiones eléctricas tienen un papel fundamental para cubrir los desvíos de la generación intermitente, permitiendo exportar los excedentes de generación eólica e importar
energía ante situaciones de déficit de generación. España está interconectada eléctricamente con Francia, Portugal y Marruecos, con una capacidad total de 3.300 MW. La interconexión
con Francia es la más crítica, ya que permite acceder a un mayor mercado, con una capacidad
de 1.400 MW, los cuales se duplicarán en 2013. Esta capacidad de interconexión ha limitado
históricamente la producción eólica en las horas valle. No obstante, la capacidad disponible
en España es muy reducida si nos comparamos con otros países como Alemania con un nivel
de generación intermitente similar, cuya capacidad de interconexión es 10 veces mayor. En
este sentido, distintos estudios técnico-económicos justifican que la capacidad de interconexión de España con el norte de Europa podría incrementarse entre 20.000 MW y 30.000 MW
para integrar de una forma más eficiente la generación eólica prevista para el futuro (C. Fernandes, 2011).
5. Las centrales de bombeo son centrales hidráulicas que constan de dos embalses situados a distinto nivel, uno
superior (1) y otro inferior (11). Se consigue generar electricidad (7) al hacer girar la turbina (6) con el agua del
embalse superior. Pero, además, la misma turbina es capaz de bombear el agua del embalse inferior al embalse
superior a través de un sistema de tuberías (3 y 5). El rendimiento típico del proceso bombeo-generación es del
70%.
–132–
1. Embalse superior
2. Presa
3. Galería de conducción
4. Chimenea de equilibrio
5. Tubería forzada
6. Turbinas
7. Generador
8. Transformadores
9. Desagües
10. Línea de transporte de energía eléctrica
11. Embalse inferior o río
Figura 5.16. Central hidroeléctrica de bombeo.
Fuente: UNESA.
Las alternativas de almacenamiento y el uso de las interconexiones permiten dotar al sistema
eléctrico de flexibilidad en el medio plazo, horas y días. No obstante, para garantizar la seguridad en la operación en tiempo real se requiere que los generadores conectados dispongan de reserva de energía. Esta reserva permite ajustar en tiempo real la generación al consumo de electricidad, modificando para ello las consignas de producción de los generadores
que han ofrecido reserva. Dependiendo de la velocidad con que se pueda variar la producción para dar la reserva, ésta se clasifica en primaria (segundos), secundaria (minutos) y terciaria (decenas de minutos). Red Eléctrica es responsable de calcular las necesidades de reserva
del sistema, asignarla y gestionarla con los grupos disponibles. Los desvíos provocados por
la generación intermitente principalmente requieren reserva secundaria, de forma que si aumenta la generación de origen intermitente las necesidades de reserva en el sistema aumentan, como se observa en la figura 5.17. La generación hidráulica y las centrales de gas, tanto
los ciclos combinados como las turbinas de gas, tienen un papel fundamental en la provisión
de las reservas, y por tanto en la integración de generación renovable intermitente. Ambas
–133–
20%
% Incremento de la reserva
18%
16%
Noruega 2004
14%
Finlandia 2004
12%
Suecia 1 hora
10%
Suecia 4 horas
Irlanda 1 hora
8%
Irlanda 4 horas
6%
DENA Alemania
4%
Minnessota 2006
2%
California US
Reino Unido, 2007
0%
0%
5%
10%
15%
20%
Penetración eólica (% demanda total)
25%
30%
eólica distribuida
Figura 5.17. Impacto de la generación eólica en la necesidad de reserva de energía.
Fuente: Holttinen et al., 2011.
tecnologías se caracterizan por una gran capacidad de reserva de potencia y por la rapidez de
su respuesta. En este sentido, el Gobierno está diseñando un plan para los ciclos combinados
donde se reconoce la aportación fundamental de esta tecnología, que es más eficiente que
otras fuentes de generación térmica, garantiza la seguridad de suministro y además su flexibilidad sirve de gran apoyo a la operación del sistema eléctrico.
Referencias
Ackermann, T. (2004). Wind Power in Power Systems, Wiley.
EPRI, «Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid – A Preliminary Estimate of the
Investment Requirements for a Fully Functioning Smart Grid», Abril 2011.
Fernandes, C. y Frías, P. «Impact of Intermittent Generation on the Expansion of the Spanish Power System Interconnection Capacity», IEEE PES Trondheim PowerTech 2011.
Trondheim, Noruega, 19-23 Junio 2011.
González, G. «How is REE managing the massive integration of renewable energy?», Presentación pública en ICAI-Comillas, enero 2011.
–134–
Holttinen, H., Meibom, P., Orths, A., Lange, B., O’Malley, M., Tande, J. O. Estanqueiro,
A. Gomez, E., Söder, L. y Strbac, G. (2011). «Impacts of large amounts of wind power
on design and operation of power systems, results of IEA collaboration». Wind Energy,
No. 14, págs.179-192.
Ministerio de Industria Tecnología y Comercio. «Plan de acción nacional de energías renovables de España (PANER) 2011 – 2020», 30 de junio de 2010.
Rivier, J. (2010). «Electricity market participation of wind farms: the success story of the
Spanish pragmatism», Energy Policy, Vol. 38, No. 7, Elsevier.
–135–
–136–
6
Las redes de distribución inteligentes
y la calidad del servicio
«[…] the change in the distribution network, from being «passive» and dependent on human
operator’s intervention to an «active» one. This is required due to the increasing complexity
of network operations, to the wide deployment of distributed generation and to the increasing challenges in ensuring security and quality of supply.», European Technology Platform
on Smart Grids in its Strategic Deployment Document.
Los capítulos anteriores del presente libro han hecho hincapié en que la conexión a gran
escala de recursos energéticos distribuidos, la disponibilidad de nuevas tecnologías aplicables a las redes de distribución y la necesidad de incrementar la seguridad y la calidad de
suministro están obligando a revisar las prácticas convencionales de operación y planificación de las redes de distribución.
El coste económico de implantar estas nuevas tecnologías es indudablemente elevado. No
obstante, como se detallará en el capítulo 7, conectar niveles crecientes de generación distribuida (GD) o vehículos eléctricos bajo el antiguo paradigma de «instala y olvida» puede tener un coste significativamente mayor. Asimismo, los consumidores residenciales, comerciales o industriales cada vez requieren una mayor calidad de servicio y el impacto social de las
interrupciones de suministro es cada vez mayor debido a la gran dependencia de las sociedades modernas de la electricidad. Por consiguiente, las redes de distribución inteligentes han
de ser capaces de integrar los recursos energéticos distribuidos de una manera eficiente, a la
vez que proporcionen una mayor calidad del servicio a los usuarios de estas redes.
–137–
6.1. Arquitectura de las redes de distribución
Las redes de distribución se componen de diferentes niveles de tensión que conectan las subestaciones de transporte con los consumidores finales así como los recursos energéticos distribuidos. La estructura de una red de distribución se representa esquemáticamente en la figura 6.1.
Las redes de distribución en alta tensión, con tensiones nominales de entre 45 kV y 132 kV
en España, conectan las subestaciones de transporte con las de distribución y se emplean
para suministrar electricidad a grandes ciudades o consumidores industriales. Estas redes
también son conocidas como redes de subtransporte o redes de reparto, ya que su estructura
mallada y elevado nivel de monitorización y automatización las asemeja a las redes de transporte. En las subestaciones de distribución se reduce el nivel de tensión desde la alta hasta la
media tensión (10-33 kV) para así alimentar grandes áreas geográficas o zonas urbanas con
una elevada densidad de consumo en media tensión. En las subestaciones se ubican los equipos de protección, medida y control más importantes.
Aguas abajo de las subestaciones de distribución se encuentran las redes de media tensión
que alimentan los centros de transformación y consumidores de mediano tamaño como pequeñas industrias, locales comerciales o edificios de oficinas. Las redes de media tensión
también se denominan redes de distribución primaria. La estructura de estas redes difiere en
función de si se encuentran en áreas urbanas o rurales. Las redes urbanas de media tensión
Red de transporte
Subestaciones de transporte
Red de reparto
Subestaciones de distribución AT/MT
Consumos MT
Alimentadores
de MT
Redes BT
Figura 6.1. Estructura de las redes de distribución.
–138–
6. Las redes de distribución inteligentes y la calidad del servicio
Redes MT rurales (b)
Subestación distribución
Redes MT urbanas (a)
Alimentación
emergencia
Alimentador
principal
BT
Ramas
laterales
BT
Alimentación
emergencia
BT
Transformador
Interruptor
Seccionador
a)
b)
Figura 6.2. Configuración típica de redes de media tensión: a) zonas urbanas; b) zonas rurales.
suelen estar soterradas y construidas según una configuración mallada, aunque su operación
se realice normalmente de forma radial abriendo uno de los extremos de la línea. De esta
manera, en caso de fallo, es posible reponer rápidamente el servicio cerrando la rama normalmente abierta. La figura 6.2 (a) muestra algunos ejemplos de configuración de redes de
media tensión urbanas. En cambio, las redes rurales son fundamentalmente aéreas y construidas con una estructura radial en forma de racimo, como se muestra en la figura 6.2 (b).
A continuación se encuentran los centros de transformación de media a baja tensión (0,4 kV),
que alimentan a los pequeños consumidores conectados a las redes de baja tensión. Los
centros de transformación disponen de algunas protecciones sencillas como relés de sobrecorriente o fusibles1 y elementos de maniobra y control2, generalmente operados manualmente. Los centros de transformación pueden ser aéreos en zonas rurales, montados sobre
1. Los relés de sobrecorriente y los fusibles son elementos de protección que abren el circuito en caso de que la
corriente que circula por una sección de la red supera los niveles máximos de seguridad.
2. Los elementos de maniobra y control son fundamentalmente los interruptores y seccionadores que permiten
dejar determinadas zonas de la red fuera de tensión para, por ejemplo, realizar trabajos de reparación o mantenimiento en condiciones seguras sin que las zonas de la red colindantes se vean afectadas.
–139–
las torres de las líneas de media tensión; o subterráneos en zonas urbanas, ubicados bajo
trampillas en las aceras. Finalmente, las redes de baja tensión o redes de distribución secundaria son construidas enteramente radiales y permiten suministrar electricidad a todos los
pequeños consumidores residenciales y comercios. Los conductores eléctricos de las redes
de baja tensión discurren generalmente enterrados en zanjas, sobre postes de madera u hormigón, o sobre las fachadas de los edificios.
Uno de los aspectos diferenciales de las redes de distribución respecto a las de transporte es
que, a medida que se va descendiendo a niveles de tensión menores, el número de elementos
de red y número de consumidores aumenta significativamente. Por ejemplo, en el año 2004,
en España había 60.396 km de líneas de distribución de alta tensión, mientras que la longitud
de las líneas de media y baja tensión era de 219.167 km y 281.678 km respectivamente. Asimismo, el número de consumidores ubicados en alta tensión en el año 2009 era de 2.643,
mientras que en la media y baja tensión las cifras correspondientes fueron de 54.862 y
23.702.180 consumidores respectivamente (CNE, 2009).
6.2. La operación de las redes de distribución
Según el RD 1955/2000, la función de los distribuidores es la de construir, operar y mantener
las redes de distribución, que son las encargadas de transmitir la energía eléctrica desde las
redes de transporte hasta los puntos de consumo en las adecuadas condiciones de calidad. Para
poder ilustrar el cambio asociado a las redes de distribución inteligentes, primero es necesario conocer a grandes rasgos en qué consiste la operación de las redes de distribución y cómo
se ha hecho esto convencionalmente. Las principales actividades necesarias para una correcta operación de las redes de distribución son las siguientes:
• Planificar y realizar tareas de mantenimiento de los elementos constitutivos de la red.
• Realizar estudios de red de cara a, posteriormente, operar la red de manera segura y eficiente.
• Asegurar que las magnitudes eléctricas, principalmente tensiones y flujos de corriente, se
hallan en todo momento dentro de límites seguros.
• Localizar y reparar las faltas y averias que se produzcan así como reponer el suministro
eléctrico una vez hecho esto.
–140–
Para desarrollar las dos primeras tareas enunciadas, el departamento de operación de las
compañías de distribución consta de una sección de apoyo a la operación o back office.
La planificación del mantenimiento consiste en determinar qué elemento necesita mantenimiento y cuándo es más adecuado llevarlo a cabo. Esta planificación se lleva a cabo
en tres niveles con diferentes horizontes temporales. En primer lugar, se elabora un
plan anual de mantenimiento que trata de minimizar el impacto sobre el normal funcionamiento de la red y asegurar la coordinación con otros agentes implicados (generadores, otros distribuidores cercanos, gestor de la red de transporte). Posteriormente,
semanalmente se realiza una programación detallada del mantenimiento incluyendo
posibles modificaciones al plan de mantenimiento que sean necesarias debido a cambios
acontecidos en el medio plazo. Finalmente, es posible efectuar cambios en la planificación a corto plazo, esto es, con pocos días de antelación, debido a averías o emergencias
en la red.
Al realizar el mantenimiento, el gestor de la red necesariamente incurre en unos costes derivados del uso de brigadas de campo o grupos electrógenos, que debe reducir en la medida de
lo posible. Al mismo tiempo, es necesario dejar fuera de servicio algunos componentes de la
red para realizar los trabajos de manera segura, lo que se conoce como descargos. Estos descargos han de planificarse cuidadosamente para evitar poner en peligro la seguridad de la red
y reducir el impacto de posibles interrupciones temporales del suministro. Con frecuencia,
estos objetivos chocan entre sí, por lo que es necesario alcanzar una solución de compromiso. Por ejemplo, el mantenimiento de un transformador, se puede hacer durante el fin de
semana o la noche, ya que en caso de averia coincidente los consumidores se verían afectados
en menor medida. Sin embargo, estas actuaciones fuera de los horarios laborables normales
hacen que las empresas incurran en sobrecostes económicos.
Convencionalmente, el mantenimiento se ha llevado a cabo según una estrategia basada en
el tiempo transcurrido desde la última acción de mantenimiento (mantenimiento basado en el
tiempo). Este tiempo depende fundamentalmente del tipo de activo en cuestión. Por consiguiente, a la hora de decidir sobre las acciones de mantenimiento no se tiene en cuenta la
situación real y la historia vivida por cada elemento. Esta estrategia tiene la gran ventaja de
su sencillez. Sin embargo, puede ocurrir que algunos elementos fallen debido a que no han
sido mantenidos cuando lo necesitaban, mientras que otros elementos son dejados fuera de
servicio cuando no era necesario que así ocurriera. Como se verá más adelante, existen métodos de gestión del mantenimiento más avanzados y que ya se están utilizando en los equipos principales de alta tensión, que permiten superar estos inconvenientes.
–141–
La monitorización de la red de distribución y su operación en tiempo real se lleva a cabo
desde los centros de control. Los operadores que trabajan en los centros de control típicamente controlan una determinada zona de la red por medio de varias pantallas de ordenador
a través de las que reciben información actualizada del estado de la red, así como las diferentes alarmas que avisan acerca de posibles funcionamientos anómalos. Todo esto es posible
gracias al sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), que permite obtener
mediciones en campo de las variables relevantes (tensiones, flujos de corriente, estado de los
interruptores, etc.), transmitir esta información al centro de control y procesarla para que
otras aplicaciones ubicadas en el centro de control puedan utilizar esta información. Igualmente, el sistema permite enviar instrucciones del operador a determinados equipos ubicados remotatemente en la red.
Unos dispositivos electrónicos llamados RTU (Remote Terminal Units) permiten recoger la
información acerca de las variables relevantes así como modificar el estado de funcionamiento de los equipos, por ejemplo de un interruptor, en función de las órdenes enviadas
desde el centro de control. Toda esta información se transmite a través de un sistema de comunicaciones basado en PLC (Power Line Communications), red telefónica dedicada, etc.
Protecciones
SCADA
Centro de control
Alta tensión
Media tensión
Media tensión
Baja tensión
Servicio de gestión
de incidencias
Registro
de incidencias
Llamadas
Cliente
Centro atención al cliente
Figura 6.3. Operación de la red de distribución en tiempo real.
–142–
El sistema SCADA permite recoger, procesar y visualizar la información. Sin embargo, son
necesarios una serie de funciones y sistemas de información adicionales para la correcta operación de la red. Entre estas funciones, pueden mencionarse el sistema de información de
consumidores, el sistema de información geográfica (GIS), el sistema de gestión de descargos, sistema de información de red (NIS), herramientas de predicción de demanda, herramienta de reconfiguración de red o el estimador de estado. Esta última herramienta es posiblemente la más relevante de todas ellas, ya que sin estimación de estado, el operador se encuentra prácticamente a ciegas.
El objetivo fundamental de la estimación de estado es conocer en cada momento la mejor imagen posible de la situación real del sistema eléctrico. Esta función es necesaria, ya que las medidas recibidas en el centro de control contienen ruido y están sujetas a los errores propios de
los equipos de medida. Asimismo, pueden producirse fallos en las comunicaciones, envío
de medidas erróneas debido al fallo de los equipos de medida o producirse otra serie de errores
debido al mal estado de los sistemas de información de red (errores topológicos o paramétricos). Por ello, el estimador de estado ha de procesar esta información, eliminar errores y calcular el estado más probable de la red en cada momento en función de las medidas disponibles.
La redundancia en las medidas es esencial, ya que en caso de no existir un número suficiente de
medidas, se dice que la red no es observable (Abur y Gómez-Expósito, 2004).
Hoy en día, esta monitorización realizada por el SCADA y el estimador de estado, así como
las capacidades de telemando, llega hasta algunos alimentadores de MT, principalmente en
zonas urbanas, o las salidas de las subestaciones de distribución. Esto se debe principalmente al elevado coste y complejidad de extender esta capacidad de monitorización y control
hasta un elevadísimo número de puntos de la red situados en las líneas de media tensión y
transformadores y líneas de baja tensión. Por consiguiente, toda acción llevada a cabo en los
elementos situados en los niveles más bajos de tensión ha de hacerse mediante actuaciones
locales manuales llevadas a cabo por brigadas de trabajadores desplazados a tal efecto.
Igualmente, la medida del consumo de electricidad tradicionalmente se ha realizado de forma manual con una periodicidad típicamente bimensual o mensual debido a las limitaciones
de los contadores electromecánicos (o electrónicos sin comunicación) y la ausencia de una
infraestructura de medida. Por último, la detección de interrupciones de suministro en los
niveles más bajos de tensión, en los cuales no se dispone de telemedida, se ha realizado convencionalmente gracias a las llamadas telefónicas a la compañía realizadas por los consumidores que experimentan estas interrupciones, y a veces con llamadas adicionales realizadas
–143–
por las compañías a los consumidores (ver figura 6.3). Según el número y localización de los
consumidores que han visto interrumpido su suministro, se indica a las brigadas desplazadas
cómo actuar para minimizar el tiempo de interrupción.
6.3. La calidad del servicio y su medición
Respecto a la calidad del servicio en redes de distribución, es preciso distinguir entre calidad
comercial y calidad técnica. A su vez, la calidad técnica se subdivide en calidad de onda y
continuidad de suministro (Eurelectric, 2006).
i) La calidad comercial comprende los aspectos relacionados con la atención al cliente,
como por ejemplo el tiempo transcurrido hasta la conexión de un cliente que así lo ha
solicitado o la satisfacción de los clientes con el servicio de atención telefónica. La calidad
comercial no está relacionada directamente con la operación de la red de distribución, y
esencialmente no se diferencia significativamente de la calidad comercial en otros sectores como las telecomunicaciones.
ii) La calidad de onda se refiere a posibles distorsiones en la forma, frecuencia o amplitud
de la tensión de alimentación de los consumidores. En condiciones ideales, la tensión de
alimentación es una onda senoidal, a 50 Hz de frecuencia y con una amplitud igual a la
nominal. Sin embargo, la onda de tensión varía constantemente fuera de estas condiciones ideales. En caso de producirse desviaciones grandes, pueden originarse problemas de
calidad de onda. Estas distorsiones en la onda de tensión pueden ocasionar problemas en
el funcionamiento de dispositivos electrónicos, motores y electrodomésticos. Los principales causantes de problemas en la calidad de onda pueden ser determinadas cargas
conectadas en las redes de distribución y fallos en los equipos de protección y control.
iii) La continuidad de suministro está relacionada con el número y la duración de las interrupciones sufridas por los consumidores durante las cuales no pueden hacer uso del
suministro eléctrico. En los sistemas eléctricos actuales, en torno al 80-90% de las interrupciones tienen su origen en fallos o indisponibilidades en los elementos de la red de
distribución. Por consiguiente, las estrategias de inversión y mantenimiento de las redes
de distribución son determinantes de cara a mejorar la continuidad de suministro. Estas
interrupciones pueden ocasionar incomodidades y perjuicios económicos a los consumidores, como la pérdida de producción en consumidores industriales, la imposibilidad de
–144–
realizar ventas para locales comerciales o echar a perder comida almacenada en congeladores por consumidores residenciales.
Generalmente, los distribuidores son responsables de mantener niveles adecuados de calidad
para cada uno de los aspectos de la calidad de servicio en redes de distribución anteriormente
definidos. Esto se hace mediante procedimientos de operación, esquemas de incentivos y penalizaciones o la fijación de estándares. Sin embargo, todos estos esquemas requieren definir de
manera precisa cómo medir la calidad. Debido a la complejidad de establecer una medida única
de calidad, cada uno de los aspectos de la calidad de servicio en redes de distribución anteriormente definidos se cuantifica mediante una serie de indicadores específicos (CEER, 2008).
La medición de la calidad comercial se hace mediante indicadores tales como el tiempo medio de respuesta a las llamadas telefónicas, tiempo promedio de atención a una nueva solicitud de conexión, encuestas de satisfacción a los consumidores, cantidad y claridad de la
información contenida en la factura, porcentaje de las facturas que se corresponden con lecturas reales de contador, etc. Los requisitos en materia de calidad de atención al consumidor
en España se fijan en el Artículo 103 del RD 1955/2000.
La calidad de onda concierne a una serie de complejos fenómenos físicos, muchos de ellos
con propiedades dinámicas, que no se pueden medir por medio de un indicador único. Por
lo tanto, existe igualmente un elevado número de indicadores destinados a su medición. La
norma IEC 61000 sobre compatibilidad electromagnética y la norma UNE-EN-50160 son
los estándares fundamentales que definen los parámetros más relevantes de la calidad de
onda y los límites que no deberían sobrepasarse en cada uno de estos parámetros. Los problemas de calidad de onda se miden como desviaciones respecto a la frecuencia, amplitud y
la forma senoidal de la onda de tensión ideal. Entre los parámetros más relevantes pueden
mencionarse el valor de la frecuencia, parpadeo (flicker), huecos de tensión, armónicos, sobretensiones o desequilibrios de tensión. La figura 6.4 muestra el efecto de algunas de estas
perturbaciones sobre una onda de tensión.
Por último, se encuentra la medición de la continuidad de suministro en las redes eléctricas
de distribución. Esta medición se realiza a través de índices que miden el número y la duración de las interrupciones experimentadas por los consumidores a lo largo de un período de
tiempo determinado, normalmente un año. Estos índices varían en función de si se desea
evaluar las interrupciones experimentadas por un consumidor en particular, o por grupos de
consumidores localizados en un área geográfica determinada o en la red de un distribuidor
determinado. Los índices de continuidad individuales se monitorizan para evitar la existen–145–
Hueco de tensión
Hueco de tensión
Armónicos
Armónicos
Figura 6.4. Efecto de un hueco de tensión y de armónicos sobre una onda ideal de tensión.
cia de consumidores puntuales que sufren demasiadas interrupciones, como por ejemplo
consumidores ubicados en zonas rurales remotas. Los índices zonales o de sistema se emplean para controlar que las compañías proporcionan unos niveles de continuidad de suministro promedio adecuados, y en estos índices es donde se basan los mecanismos de incentivos y penalizaciones comúnmente empleados para regular la continuidad de suministro.
Los índices individuales más comunes son el número de interrupciones o su duración acumulada a lo largo de un año, así como la energía no suministrada. Esta energía no suministrada
sería la energía que habría consumido el cliente en cuestión en caso de no haber sufrido interrupciones, cuyo cálculo requiere hacer una estimación del perfil de consumo de cada cliente,
lo que típicamente se hace mediante perfiles estándar que reflejan el comportamiento de un
consumidor promedio. Los índices de continuidad zonales pueden estar basados en la capacidad de transformación interrumpida sobre la total instalada (TIEPI, NIEPI, ASIDI, ASIFI),
en el número de clientes interrumpidos sobre el total (SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI) o en la
energía que se estima que se ha dejado de suministrar a los consumidores (ENS, ASCI). La
descripción detallada de estos índices excede el objetivo de este capítulo. Para obtener más
información sobre los índices de continuidad de suministro, pueden consultarse las referencias
(IEEE, 2001) y (CEER, 2008).
–146–
De acuerdo con el RD 1955/2000, los gestores de la red de distribución operando en España
han de pagar compensaciones a los consumidores si los niveles de calidad individual, medidos como el número y la duración acumulada de las interrupciones sufridas por cada consumidor, superan un determinado valor. Los valores de calidad individual exigidos varían en
función del nivel de tensión y el tipo de zona (urbana, semiurbana, rural concentrada o rural
dispersa) donde se encuentra el consumidor.
Asimismo, la Orden ITC 3801/2008 establece un sistema de incentivos y penalizaciones para
incentivar a las empresas de distribución a mejorar los índices zonales de continuidad de
suministro. Este sistema consiste en fijar unos valores de referencia para los índices TIEPI
(Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada) y NIEPI (Número de Interrupciones Equivalente de la Potencia Instalada), diferenciando según los diferentes tipos de
zona, respecto a los cuales se comparan los índices de continuidad reales. En caso de que la
calidad de servicio ofrecida por una empresa de distribución sea peor que la establecida por
estos índices de referencia, ésta deberá pagar una penalización. En el caso contrario, la empresa verá incrementados sus ingresos en una cantidad proporcional a la mejora respecto a
los valores de referencia.
La figura 6.5 muestra la evolución de los índices TIEPI y NIEPI obtenidos en el período
2003-2009 agregados a nivel nacional por cada tipo de zona de distribución. Estos índices
representan, respectivamente, el tiempo medio de interrupción y el número medio de inter-
8
6
7
5
6
4
NIEPI
TIEPI
5
4
3
2
2
1
1
0
3
2003
2004
Urbana
2005
2006
2007
Semiurbana
2008
2009
0
2003
Rural concentrada
2004
2005
2006
2007
Rural dispersa
Figura 6.5. Evolución de los índices de continuidad de suministro en España.
Fuente: MITyC.
–147–
2008
2009
rupciones que experimenta cada kVA instalado, a lo largo de un año. Como potencia instalada se entiende la potencia de los centros de transformación de media a baja tensión más la
potencia contratada por los clientes conectados a la red de media tensión.
6.4. Las redes de distribución inteligentes
El capítulo 2 proporcionó una visión general de los cambios más relevantes que se producirán en las redes de distribución a medida que la transición hacia las redes inteligentes se vaya
materializando. Este proceso puede verse en cierta medida como la extensión de algunas de
las funcionalidades y capacidades de las redes de transporte a las redes de distribución de todos los niveles (European Technology Platform-Smartgrids, 2010). En esta sección se profundizará en qué aspecto tendrán las redes de distribución inteligentes del futuro y cómo se
llevará a cabo su operación, por contraposición a lo expuesto en las secciones 6.1 (arquitectura) y 6.2 (operación). Es conveniente aclarar que los operadores de las redes de distribución ya utilizan algunas de las tecnologías o sistemas expuestos a continuación para aplicaciones concretas. Sin embargo, las redes del futuro se caracterizarán por hacer un uso más extensivo de las mismas.
6.4.1. Nuevos agentes, arquitecturas y elementos de red
Como se ha podido ver en capítulos anteriores, el cambio en las redes de distribución vendrá
marcado por la aparición de nuevos agentes así como por el desarrollo de nuevas tecnologías. Este cambio de paradigma puede dar lugar a cambios en la arquitectura de red descrita
anteriormente. La figura 6.6 ilustra este proceso de cambio.
Los nuevos agentes que parcialmente motivan la adopción de las redes de distribución inteligentes son principalmente la GD, los vehículos eléctricos y los consumidores activos o
gestionados activamente. Un mayor grado de monitorización de la red así como un comportamiento más activo de estos agentes es esencial para facilitar una conexión efectiva y eficiente de estos agentes y, al mismo tiempo, evitar los impactos negativos que podrían producir.
Los motivos para la aparición de estos agentes, así como sus impactos, tanto positivos como
negativos, sobre las redes de distribución, han sido detallados en los capítulos 3 y 4 de este
–148–
Calidad
Eficiencia
Sostenible
Microrredes
Almacenamiento, VE
Nuevos esquemas
regulatorios
Nuevas tecnologías
Redes activas
Gestión activa de la demanda
Nuevo paradigma del sector eléctrico
Figura 6.6. Motivos del cambio hacia las redes de distribución inteligentes.
libro. A la vez que se conectan niveles crecientes de GD o VE y los consumidores se vuelven
más activos, previsiblemente aparecerán nuevos agentes encargados de la agregación de estos
usuarios permitiendo así proveer nuevos servicios a los operadores de las redes.
Respecto a la arquitectura de las redes de distribución, ésta no será esencialmente distinta de
la de las redes actuales, ya descrita anteriormente. Es decir, no cabe esperar que la estructura
jerarquizada en diferentes niveles de tensión descrita anteriormente varíe sustancialmente.
No obstante, sí que podrán aparecer nuevos diseños o estructuras en los niveles más bajos
de tensión. Por un lado, un mayor grado de monitorización de la red junto con nuevos dispositivos de red, como por ejemplo limitadores de corriente de cortocircuito o protecciones
adaptativas, permitirán la operación mallada de las redes de distribución de media tensión
(Celli et al., 2004). Esta operación mallada presenta diversas ventajas técnicas y permitiría
conectar niveles más elevados de GD (Alvarez-Hérault et al., 2011). Asimismo, en caso de
incrementarse los requerimientos en materia de calidad de servicio, es probable que el grado
de soterramiento de las redes de distribución aumente.
Otro cambio relevante en la arquitectura de las redes de distribución es el originado por la
aparición de microrredes. Como se mencionaba en el capítulo 2, una microrred es un conjunto
de cargas y recursos energéticos distribuidos que operan de manera coordinada y controlada
–149–
Fotovoltaica
MC
Volante de inercia
LC
MC
MC
Almacenamiento
LC
LC
MC
MT
DMS
MGCC
BT
Cogenerador
MC
Pila de combustible
MC
LC
Microturbina
Figura 6.7. Esquema de funcionamiento de una microrred.
Fuente: Proyecto MICROGRIDS.
tanto interconectados con la red principal como en funcionamiento aislado. Las microrredes
pueden pertenecer a consumidores finales que posean recursos de generación locales o bien ser
parte de una red de distribución donde hay GD presente (Hatziargyriou et al., 2007). La figura 6.7 muestra un esquema simplificado del funcionamiento de una microrred en baja tensión
controlada localmente por un controlador central de la microrred (MGCC).
No obstante, parece indudable que todos los cambios anteriores no serán posibles sin la
instalación a gran escala de nuevas y diversas tecnologías en las redes de distribución. A
continuación se dará una visión general de los cambios tecnológicos más significativos que
experimentarán las redes de distribución del futuro en cuanto a su composición física. Las
nuevas aplicaciones desarrolladas para gestionar y aprovechar estas nuevas tecnologías se
detallarán en la sección siguiente. Para ampliar la información aquí contenida, se emplaza al
lector a consultar las siguientes referencias (Futured, 2007; EEGI, 2010; PSERC, 2010; EPRI,
2011).
• No se esperan cambios fundamentales en los conductores empleados en las líneas de distribución. En aplicaciones específicas que requieran transmitir grandes flujos de electricidad por un determinado corredor de distribución o necesidades específicas de un determinado consumidor (por ejemplo en una microrred), es posible que aparezcan enlaces en
–150–
corriente continua, conductores aislados en gas o conductores de alta temperatura. Sin
embargo, cabe esperar que estas tecnologías sean más frecuentes en las redes de transporte.
• Las redes de distribución inteligentes podrán contar con nuevos equipos basados en electrónica de potencia. Los DFACTS (Distribution-FACTS) son dispositivos conectados a
la red de distribución que permiten controlar los flujos de potencia activa y/o reactiva que
circula por la red3 así como mejorar la calidad de onda. Otro dispositivo de este tipo es el
limitador de corriente de cortocircuito, que facilita la explotación mallada de la red así
como la conexión de mayores niveles de GD sin perjudicar la seguridad de la red. Los
interruptores estáticos permiten abrir un circuito sin que se produzca un arco eléctrico, lo
que reduce el desgaste de estos equipos y aumenta la rapidez de corte. Igualmente, la electrónica de potencia también podría incorporarse a los transformadores con cambio de
tomas en carga para evitar la formación de arcos eléctricos. Finalmente, el transformador
de potencia en estado sólido podría emplearse en el suministro de algunas áreas de distribución o consumidores que requieran niveles elevados de calidad de servicio. Estos dispositivos permiten minimizar los problemas de calidad de onda y pueden integrarse con
dispositivos de almacenamiento para evitar interrupciones de suministro.
• Las subestaciones de distribución y los centros de transformación contarán con nuevos
sensores y dispositivos electrónicos inteligentes. Las aplicaciones de estos elementos
pueden ser muy diversas. Por ejemplo, los osciloperturbógrafos, los medidores del estado
del aislamiento, sensores de magnitudes dinámicas en conductores (vibraciones, esfuerzos
o viento) o las cámaras termográficas se podrían emplear para la detección anticipada de
fallos en diferentes equipos o el análisis de las causas de los mismos. Por otro lado, algunos
equipos se emplearían para reducir los tiempos en la localización de faltas en la red de
distribución. Dentro de esta categoría pueden incluirse los detectores de paso de falta
(unidireccionales o bidireccionales) o los contadores inteligentes4. Finalmente, habría un
grupo de dispositivos que sustituirían o complementarían a los equipos de medida que
actualmente se emplean para conocer las variables relevantes del estado de la red. Los
transformadores de medida ópticos y los digitales, así como los medidores de ampacidad
de líneas (corriente máxima admisible), entrarían dentro de este grupo.
3. En ausencia de dispositivos DFACTS, en los sistemas eléctricos que funcionan en corriente alterna, los flujos
de electricidad siguen siempre el camino de mínima impedancia.
4. En caso de que la información de los contadores llegue al distribuidor en tiempo real, ésta podría emplearse
para conocer qué consumidores se han quedado sin suministro.
–151–
• Un uso generalizado de sistemas de comunicación avanzados será fundamental para integrar la gestión de los recursos energéticos distribuidos con la operación de la red, permitir la
circulación de gran cantidad de información sobre el estado de la red así como permitir el
envío de órdenes desde el centro de operación hasta los diferentes equipos de maniobra y
control telemandados. Para ello será necesario definir la arquitectura de los sistemas de comunicación, los medios de transmisión de información y los protocolos empleados. Asimismo, las subestaciones de distribución contarán con un número mucho mayor de sensores
comunicados entre sí con el fin de establecer funciones de autodiagnóstico y control local.
Muchos de estos sensores pertenecerán a diferentes fabricantes, por lo que la estandarización
de los protocolos y la interoperabilidad han de ser prioritarios. En este sentido, existe consenso respecto a aplicar la norma IEC 61850 para la automatización de subestaciones.
Dado el elevado coste unitario de muchos de los elementos de electrónica de potencia o
nuevos sensores mencionados, cabe esperar que su aplicación se limite a zonas de distribución o consumidores muy concretos con requerimientos de calidad de servicio elevados. No
obstante, los niveles de media y baja tensión experimentarán los mayores cambios durante
la transición hacia las redes inteligentes. Esto será posible gracias a la aplicación de tecnologías que en la actualidad únicamente se emplean en niveles más altos de tensión, así como al
uso masivo de las TIC para su monitorización y automatización. Sin embargo, existen grandes barreras para lograr esto, fundamentalmente derivadas de la existencia de un número
elevado de nudos en la red con una gran dispersión geográfica, lo que hace que el coste de
implantar el gran número de nuevos dispositivos necesario sea muy elevado actualmente. En
cualquier caso, es altamente recomendable realizar estudios de análisis coste-beneficio de la
implantación de las nuevas tecnologías antes de tomar decisiones que puedan comprometer
grandes volúmenes de inversión (EPRI, 2011). Hay en marcha proyectos de investigación a
nivel europeo y nacional con este objetivo, como por ejemplo los proyecto ADDRESS,
IMPROGRES, GAD o GRID4EU.
6.4.2. Operación de las redes de distribución inteligentes
La operación de las redes de distribución inteligentes estará marcada por profundos cambios, siendo los más destacables los siguientes:
• Una mayor monitorización y control de los diferentes elementos que constituyen la red
así como de los agentes conectados a las mismas (consumidores, GD, VEs, etc.)
–152–
• Uso masivo de las TIC que permitirán el flujo bidireccional de información y realizar
acciones de una manera más rápida y eficaz.
• Control distribuido y autónomo de la red gracias a una mayor inteligencia local, que a su
vez estará integrado y coordinado con un centro de control centralizado.
• Flujos de potencia bidireccionales debido a la presencia de GD con niveles de penetración
elevados.
• Uso de nuevas funciones integradas en los centros de control así como la ampliación de
las ya existentes que permitirán gestionar y hacer uso de la información recibida sobre el
estado de la red y los servicios proporcionados por GD, gestión activa de la demanda, etc.
Estos cambios afectarán a las labores de mantenimiento de los equipos de red así como a su
operación en tiempo real. La gestión del mantenimiento asistida por ordenador irá ganando
peso a medida que se implanten sistemas de mantenimiento predictivo. Esto quiere decir
que, en lugar de realizar acciones de mantenimiento según un tiempo prefijado, se tendrán
en cuenta los esfuerzos o estrés sufrido por cada elemento para así detectar cuándo existen
probabilidades altas de fallo de acuerdo con los datos históricos disponibles sobre su funcionamiento. Esto permitirá, además de la detección anticipada de potenciales fallos en los
equipos, evitar que se pongan fuera de servicio otros equipos que se encuentren en buenas
condiciones de funcionamiento.
Estos nuevos sistemas de gestión del mantenimiento requieren una monitorización más exhaustiva de las variables relevantes relativas al estado de los equipos, un registro actualizado
de esta información junto con los fallos acontecidos y la caracterización de comportamiento de los equipos en condiciones normales. Esta información servirá para alimentar algoritmos
de diagnóstico capaces de estimar cuándo un equipo, como por ejemplo un transformador,
corre peligro inminente de sufrir una avería y así lanzar acciones de mantenimiento. Podrán
incorporarse nuevas tecnologías de medida o sensores con aplicaciones al mantenimiento,
que van desde cámaras termográficas con análisis automático de imágenes para detectar temperaturas anómalas hasta sensores de descargas parciales a través del aislamiento. Esta nueva
filosofía de mantenimiento permitirá alargar la vida útil de los equipos, así como reducir la
frecuencia de las interrupciones en el suministro.
La operación en tiempo real de la red de distribución experimentará asimismo profundos
cambios. A lo largo de este capítulo se ha insistido en la mayor visibilidad sobre el estado de
toda la red por parte del operador incluyendo los niveles de media y baja tensión, facilitada
–153–
por la instalación de nuevos equipos de medida y el uso extensivo de las TIC. Además, el
operador poseerá un mayor grado de control sobre los equipos desplegados en campo, pudiendo accionar remotamente muchos más elementos de corte y maniobra así como gestionar de manera centralizada las brigadas.
El sistema SCADA y el estimador de estado continuarán siendo elementos fundamentales
dentro de la operación de las redes de distribución. El sistema SCADA deberá integrar las
medidas procedentes de los dispositivos inteligentes ubicados en las subestaciones y adaptarse a los nuevos esquemas de control distribuido, así como ampliar sus funcionalidades
a los niveles de media e incluso baja tensión (podría disponerse de medidas hasta la salida de
los centros de transformación). Asimismo, el SCADA del operador de distribución podría
llegar a intercambiar más información con el operador del sistema o con operadores de redes
de distribución vecinas. Toda la información resultante ha de mostrarse en una plataforma
única para todos los niveles de tensión en forma ortogonal y geográfica.
Igualmente, la estimación de estado se extenderá a niveles más bajos de tensión, o a redes de
distribuidores vecinos, al mismo tiempo que las medidas necesarias estén disponibles. Con
el fin de disminuir los tiempos necesarios para obtener los resultados de la estimación de
estado y así aminorar los tiempos de refresco, será necesario implantar estimadores de estado
multinivel jerarquizados. Con el fin de reducir posibles errores topográficos (causados por
fallos acerca del estado de los interruptores) o paramétricos (causados por fallos en las características eléctricas de los elementos de red, por ejemplo impedancias), será fundamental
mantener debidamente actualizado el sistema de información de red. Asimismo, las redes de
distribución de media y baja tensión presentan unas características propias que las diferencian de las de alta y muy alta tensión, que el estimador de estado deberá contemplar. En este
sentido, pueden mencionarse una mayor presencia de medidas de corriente frente a las medidas de tensión o flujo de potencia, la existencia de transformadores con tomas (cuya relación de transformación es variable), una reconfiguración más frecuente de la red, presencia
de GD, información proveniente de los contadores inteligentes, presencia de microrredes o
islas y necesidad de emplear pseudomedidas5 (Pereira, 2001; Cobelo et al., 2007).
Junto con el desarrollo del sistema SCADA y el estimador de estado, los distribuidores con5. Una pseudomedida es una medida que no se realiza como tal pero que su valor es conocido. Por ejemplo, si
en el nudo correspondiente a un centro de transformación no se ubica ninguna carga ni generador, el estimador
de estado puede emplear como dato de entrada que la inyección de potencia en ese nudo es cero, pese a que no
se realiza tal medida en la realidad.
–154–
tarán con diferentes funciones de operación integradas en el sistema de gestión de la distribución o DMS (Distribution Management System). El DMS trasladaría funciones tradicionalmente empleadas para operar las redes de transporte a las necesidades y características de
las redes de distribución como flujos de cargas, control inteligente de tensiones (actualmente realizado mediante reglas miopes) o predicción de la demanda. Adicionalmente, el DMS
incorporaría otra serie de funciones específicas como predicción de la producción de la GD,
reconfiguración automática de la red, medición dinámica de la potencia de cortocircuito,
gestión de la demanda activa y operación en isla de algunas zonas de la red.
Finalmente, el sistema de gestión de fallos u OMS (Outage Management System) estaría
destinado a minimizar la duración de las interrupciones del suministro. Una vez detectada la
existencia de una falta, el OMS se encargaría de su localización, para lo que contaría con
todas las medidas del sistema SCADA y la información de los contadores inteligentes. Una
vez localizada la falta, este sistema ayudaría al operador a decidir qué actuación sería la más
adecuada para responder a cada problema (grupo electrógeno, gestión de la demanda, brigada de reparación), a activar estas soluciones y a hacer un seguimiento del proceso hasta la
reparación de la avería (resultado de la reconfiguración, seguimiento de las brigadas por
GPS, etc.). Una vez finalizado este proceso, el sistema calcularía el impacto de cada interrupción sobre los índices de continuidad de suministro y actualizaría el estado de la red en caso
de haberse producido una reconfiguración.
6.5. L
a calidad del servicio y las redes de distribución
inteligentes
En la cita que abría este capítulo se hacía patente que uno de los principales motivos para el
desarrollo de las redes de distribución inteligentes es mejorar la seguridad y calidad del suministro de electricidad. A lo largo de este capítulo se han hecho varias referencias al efecto de las
nuevas tecnologías sobre la calidad del servicio, como por ejemplo la reducción de las interrupciones de suministro. A continuación se presentará un resumen de los efectos que las redes
inteligentes tendrán sobre los diferentes aspectos de la calidad de suministro en las redes eléctricas de distribución, a saber, calidad comercial, calidad de onda y continuidad de suministro.
La calidad comercial no se verá afectada tan directamente por el cambio en las redes como
los aspectos técnicos de la calidad. Sin embargo, la instalación de contadores inteligentes y la
–155–
adopción de sistemas de medición avanzados permite a las compañías comercializadoras
obtener más información acerca del comportamiento de los consumidores, pudiendo así
ofrecerles en sus facturas un desglose mucho más detallado sobre aspectos como el impacto
ambiental de su consumo de electricidad o los ahorros (económicos y/o ambientales) derivados de un cambio de hábitos, así como diseñar productos mucho más ajustados a las necesidades específicas de cada cliente. Por otro lado, la mejora en los sistemas de facturación
facilitaría a los agentes encargados de la medición6 incrementar la frecuencia de las lecturas y
reducir los errores de facturación. Cabe esperar que todo esto repercuta positivamente en la
calidad de atención comercial percibida por los consumidores finales.
La calidad de onda irá ganando relevancia a medida que las redes de distribución vayan evolucionando. Durante este proceso, crecerá la presencia de equipos electrónicos sensibles y
vulnerables a perturbaciones en la onda de tensión. Esto hará que los requisitos en materia
de calidad de onda sean cada vez más exigentes. Estos equipos sensibles comprenden nuevos
elementos de medida y control en las redes de distribución, sistemas de comunicaciones ligados a las redes eléctricas, contadores inteligentes, equipos pertenecientes a consumidores
finales o sistemas electrónicos de interconexión a red de generadores distribuidos y vehículos eléctricos.
No obstante, también aumentarán las fuentes potenciales de problemas de calidad de onda
(Bollen et al., 2010). En primer lugar, la existencia de numerosos dispositivos electrónicos
puede dar lugar a un incremento de perturbaciones en la onda de tensión, como por ejemplo
la inyección de armónicos. Asimismo, los sistemas de comunicaciones pueden interferir en la
onda de tensión, ya sea mediante corrientes inducidas o, en caso de realizarse mediante un
sistema PLC, de una manera más directa. En este último caso, los dispositivos electrónicos
pueden, además, provocar fallos en la transmisión de información en caso de inyectar armónicos de la misma frecuencia que la empleada en el sistema PLC o incluso servir como un
camino de baja impedancia para las señales de comunicaciones. Otra posible causa de un aumento de los problemas de calidad de onda es el aumento en el número de actuaciones de los
interruptores debidos a un mayor mallado de la red y frecuente reconfiguración derivados
de las nuevas estrategias de operación de la red. Finalmente, el aumento del peso de la GD
puede dar lugar a algunos problemas de tensiones causados por las variaciones bruscas de
6. En algunos países, como España, son los distribuidores los encargados de realizar la lectura de los contadores
y es, por tanto, una actividad regulada. En cambio, en otros países, como en el Reino Unido, esta actividad está
liberalizada y son normalmente las compañías de comercialización las que realizan las lecturas.
–156–
generación, como por ejemplo debido al paso de una nube sobre los paneles fotovoltaicos, o
la interacción con elementos de control como baterías de condensadores o transformadores
con tomas.
Por consiguiente, han de buscarse las medidas adecuadas para conseguir que los problemas
anteriormente mencionados no obstaculicen la operación de las redes inteligentes ni impidan
satisfacer las crecientes necesidades en materia de calidad de onda que los consumidores futuros demandarán. En este sentido, la normativa en materia de compatibilidad electromagnética y calidad de onda cobrará cada vez más importancia para definir los límites admisibles
en cada uno de los aspectos relativos a la calidad de onda así como las características que han
de tener los diferentes dispositivos que se conecten a las redes de distribución. Por otro lado,
ha de asegurarse que los generadores distribuidos o los vehículos eléctricos se conectan de
manera segura a la red. Esto puede hacerse bien mediante incentivos económicos o mediante requisitos técnicos de conexión a la red en forma de procedimientos de operación. Finalmente, será posible proporcionar un elevado nivel de calidad de onda a aquellas cargas especialmente sensibles mediante dispositivos basados en la electrónica de potencia (DFACTS)
o algunos tipos de almacenamiento (por ejemplo, volantes de inercia) así como gracias a la
formación de microrredes que incorporen alguno de los elementos anteriores.
El último aspecto de la calidad de suministro que se verá afectado por las redes de distribución inteligentes es la continuidad de suministro. Al igual que ocurría con la calidad de onda,
pueden producirse impactos negativos sobre la continuidad durante el proceso de transición. Como se vio en el capítulo 3, la GD puede provocar fallos en las protecciones al verse
alterados los flujos de energía por la red y la corriente de cortocircuito con la que se dimensionaron los sistemas de protección, lo que puede ocasionar actuaciones intempestivas de las
protecciones o dar problemas de selectividad y sensibilidad ante una determinada falta. Sin
embargo, las redes inteligentes han de permitir superar estas dificultades mediante esquemas
de protecciones adaptados. Asimismo, como cualquier tecnología, los nuevos elementos
presentes en las redes de distribución inteligentes pueden fallar con relativa frecuencia en los
estadios iniciales de implantación hasta que se alcance un grado de madurez deseable. No
obstante, estos problemas presumiblemente se solucionarán a medida que se gane en experiencia.
Pese a lo expuesto anteriormente, cabe esperar que a largo plazo las redes de distribución
inteligentes tengan un efecto positivo sobre la fiabilidad de la red, reduciendo tanto la frecuencia como la duración de las interrupciones sufridas por los consumidores. Por un lado, el
–157–
número de interrupciones de larga duración previsiblemente disminuirá gracias a la instalación de elementos de red más fiables, como por ejemplo un aumento del grado de soterramiento de la red, y a las nuevas estrategias de mantenimiento predictivo. Asimismo, las
nuevas herramientas de operación del distribuidor jugarán un papel relevante de cara a reducir el número de cortes de suministro. Estas herramientas son principalmente la reconfiguración automática de la red de media tensión o la gestión de los recursos energéticos distribuidos con el fin de operar en isla determinadas áreas de la red.
Como ya se ha dicho, también se espera reducir la duración de las interrupciones del suministro. El tiempo de interrupción puede descomponerse en las siguientes etapas: detección,
localización, reparación y reposición. La detección y localización de la falta consiste en determinar cuándo y dónde se ha producido un fallo en la red. La reparación de la avería y
reposición del servicio consiste en volver a poner en funcionamiento o sustituir los elementos que han fallado y devolver el suministro eléctrico a los consumidores. Nótese que la reparación y reposición no son necesariamente procesos secuenciales, ya que es posible reponer el servicio a algunos consumidores sin haber reparado por completo la falta, por ejemplo
mediante reconfiguración de la red, grupos electrógenos o subestaciones móviles.
Las diferentes funciones integradas en el sistema OMS descrito en la sección anterior estarían destinadas a reducir todos estos tiempos. Como ya se mencionó anteriormente, la detección y localización de las faltas se verá enormemente facilitada por la monitorización exhaustiva de la red y la información de los contadores inteligentes. La disponibilidad de información histórica sobre los fallos ocurridos y la coordinación de las brigadas desde el
centro de control también contribuirían a reducir estos tiempos. Tras la localización de la
falta, el sistema OMS ayudaría igualmente al operador a definir el procedimiento más adecuado hasta la total reposición del servicio, teniendo en cuenta todas las opciones disponibles (grupos electrógenos, gestión de la demanda, GD, apoyo de redes vecinas) y, al igual que
actualmente, minimizando el impacto sobre los consumidores teniendo en cuenta factores
como la potencia y número de consumidores afectados o la existencia de consumos singulares (hospitales, centros comerciales, etc.).
En lo relativo a la medición de la continuidad de suministro, pueden producirse modificaciones con el fin de reflejar los cambios acontecidos en la red. Tradicionalmente, los índices
de continuidad de suministro únicamente tienen en cuenta los consumidores conectados a la
red de distribución. Implícitamente, esto denota que los consumidores son considerados
como los únicos usuarios o clientes de la red de distribución y, por tanto, merecen recibir
–158–
una determinada calidad de servicio. Sin embargo, los generadores distribuidos podrían considerarse igualmente como usuarios de estas redes ya que, al igual que los consumidores,
experimentan un perjuicio derivado de las interrupciones de suministro al no poder vender
su producción durante estos períodos. Esto llevaría a definir nuevos índices para la medida
de la continuidad.
Las microrredes permitirán aumentar la fiabilidad para determinados consumidores o incluso proporcionar una calidad más individualizada, de manera que cargas con necesidades diferentes reciban una calidad de suministro diferente (Marnay, 2008). Sin embargo, en muchos
casos estas microrredes pertenecerán a consumidores particulares como aeropuertos, universidades o centros comerciales (Hatziargyriou et al., 2007). Por lo tanto, este incremento
de la fiabilidad no está relacionado con el servicio proporcionado por la red de distribución
sino con la propia microrred. Por consiguiente, a la hora de medir los índices de continuidad
de suministro ha de tenerse esto en cuenta para evitar calcular una fiabilidad de la red de
distribución mayor de la que verdaderamente tendría.
Esta sección ha ilustrado los diferentes efectos que la transición hacia las redes inteligentes
puede tener sobre la calidad del servicio en las redes de distribución de electricidad. Puede
concluirse que, si se toman las medidas adecuadas, las redes inteligentes permitirán ofrecer
una calidad de servicio mejorada a todos los usuarios conectados a ellas tanto en aspectos
técnicos como en aspectos relativos a la calidad de la atención comercial.
Referencias
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Porto, Universidade do Porto. PhD.
PSERC (2010). The 21st century substation design. Power Systems Engineering Research
Center.
–160–
7
Aspectos económicos y regulatorios
«Unfortunately, economic reality seldom adheres very closely to the textbook model of perfect competition. Many industries are dominated by a small number of large firms. In some
instances, principally the public utilities, there may even be a monopoly. Consumers who use
hazardous products and workers who accept risky employment may not fully understand the
consequences of their actions. There are also wide-spread externalities that affect the air we
breathe, the water we drink, and the future viability of our planet.
The government has two types of mechanisms at its disposal to address these departures from
the perfectly competitive model. The first mechanism is price incentives. We can impose a tax
on various kinds of activities in order to decrease their attractiveness. An alternative to taxes
is to try to control behavior directly.» The Rationale for Regulation and Antitrust Policies by
Viscusi, Vernon and Harrington in Economics of Regulation and Antitrust, The MIT Press.
A día de hoy, existen estudios de prospectiva que tratan de cuantificar tanto los costes como
los beneficios asociados a la implantación progresiva de los conceptos que configuran la visión de las redes inteligentes desarrollados a lo largo de los anteriores capítulos. El nivel de
incertidumbre que manejan estos estudios es muy elevado. Por el lado de los costes, muchas
de las tecnologías se encuentran todavía a nivel experimental o en un grado de desarrollo
incipiente, donde es difícil pronosticar cuáles serán sus precios en el mercado en un escenario de implantación masiva de las mismas. Por el lado de los beneficios, muchos de ellos
tendrán lugar en el medio y largo plazo, y además aquellos de tipo social o estratégico, donde se valora el menor impacto ambiental, o la mejora en la seguridad del suministro, o la
competitividad en el mercado, resultan difíciles de traducir en términos monetarios.
Aun asumiendo que los beneficios superarán los costes esperados, tal y como denotan los
estudios de prospectiva comentados en este capítulo, queda la difícil tarea de cómo repartir
–161–
estos costes y beneficios entre los agentes involucrados, de tal forma que la relación beneficio/coste resulte atractiva para todos ellos. La regulación ha de ser la herramienta empleada
para encontrar el punto de equilibrio en esta difícil ecuación. Para ello, la regulación ha de
definir los modelos de negocio y las reglas de juego, incentivos y obligaciones para los agentes, como decía nuestro párrafo de introducción, para que guíen el desarrollo de las redes
inteligentes y los nuevos servicios que llevan aparejados. Este capítulo analiza los principales
aspectos regulatorios involucrados y propone algunas recomendaciones para abordar los
cruciales desafíos identificados en este libro.
7.1. Implicaciones económicas de las redes inteligentes
A lo largo de los capítulos anteriores se han presentado los distintos agentes involucrados en
el negocio tradicional de la electricidad (capítulo 1), así como los nuevos agentes que surgen
con la aparición de los recursos distribuidos –generación distribuida, vehículos eléctricos,
etc.– y las redes inteligentes (Figura 7.1). Cada uno de estos agentes tiene un interés técnicoeconómico específico asociado al desarrollo de las redes inteligentes:
• Los consumidores finales demandan mejores precios y calidad del suministro eléctrico,
especialmente en ciertos segmentos.
• Los operadores de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica serán quienes
inviertan en nuevas tecnologías y soluciones, para lo que requieren un marco regulatorio
claro y estable. Los agregadores podrían realizar algunas de estas inversiones dependiendo
del modelo de negocio que se establezca.
• Los comercializadores y empresas de servicios energéticos podrán ofrecer nuevos servicios asociados al producto básico de la electricidad: gestión energía, eficiencia, precios a
medida del usuario.
• Los promotores de generación especial, tanto renovable como cogeneración, necesitan de
integración eficiente y segura de su producción, y además pueden proporcionar nuevos
servicios al sistema eléctrico.
• Los fabricantes de equipos tienen nuevas oportunidades de negocio para el desarrollo de
las tecnologías de las redes inteligentes.
–162–
7. Aspectos económicos y regulatorios
Operación
sistemas
Mercados
Generación
centralizada
Distribución
Transporte
Proveedor
de servicios
Consumidores
Interfaz de comunicaciones
Interfaz eléctrica
Dominio
Figura 7.1. Principales agentes involucrados en las redes inteligentes.
Fuente: EPRI, 2011.
• Los reguladores deben incentivar la inversión y la eficiencia en los negocios regulados y
eliminar las barreras de entrada a los negocios en competencia.
En este contexto, es de especial relevancia la separación entre aquellos agentes que ejercen su
actividad en un régimen de monopolio regulado de aquellos otros cuya actividad se ejerce en
régimen de competencia. Entre las actividades en monopolio regulado se encuentran los
transportistas, los distribuidores y los operadores del sistema, mientras que en régimen de
competencia están los promotores de generación, los comercializadores de energía y otros
servicios, por ejemplo la recarga de coches eléctricos, y los consumidores finales. Esta división permitirá el correcto análisis de costes y beneficios y el reparto de los mismos entre
ellos. Así por ejemplo, la distribución de los beneficios asociados al desarrollo de las redes
inteligentes entre los operadores de las redes eléctricas y el consumidor final son distintos,
como se indica en la tabla 7.1.
Además, como se presentará en el siguiente apartado, las inversiones necesarias para la implantación de las redes inteligentes son muy elevadas. Algunas estimaciones cuantifican en
–163–
Beneficios en la cadena de suministro
de electricidad
Costes de operación y mantenimiento
Coste de capital de los activos
Pérdidas en transporte y distribución
Mayores flujos de potencia
Nuevas infraestructuras
Demanda sensible al precio
Mayor seguridad
Red autorreparable
Mejoras en calidad de onda y mayor
resistencia de equipos
Menor duración y frecuencia de
interrupciones
Atributos
Coste de la energía
Capacidad
Seguridad de
suministro
Calidad
Fiabilidad y
disponibilidad
Beneficios para los consumidores
Costes de capital y operación y
mantenimiento de la infraestructura de los
consumidores
Control y gestión del consumo
Factor de potencia mejorado
Menores costes en las infraestructuras de los
consumidores gracias al aprovechamiento de
economías de escala
Nuevas oportunidades de crecimiento
Mejoras en seguridad y habilidad para
continuar desarrollando negocios y tareas
diarias
Mejoras en calidad de onda y mayor
resistencia de equipos
Mayor seguridad
Red autorreparable
Disponibilidad
Gestión de campos electromagnéticos
Reducción de emisiones de SF6
Costes de limpieza reducidos
Reducción de emisiones en generación
Medio ambiente
Mayor valor estético
Menores campos electromagnéticos
Ecología industrial
Entorno laboral más seguro para los
trabajadores de empresas eléctricas
Seguridad física
Entorno de operación más seguro en
instalaciones
Servicios de valor añadido relacionados
con la electricidad
Calidad de vida
Confort
Comodidad
Accesibilidad
Mayor productividad gracias a una operación
más eficiente del sistema eléctrico
PIB real
Productividad
Mejoras en la productividad de los
consumidores
Tabla 7.1. Beneficios derivados de la implantación de las redes inteligentes.
Fuente: EPRI, 2011.
115.000 millones de euros la inversión para los 27 países miembros de la Unión Europea
hasta el año 2023, y cerca de 340.000 millones de euros en Estados Unidos sólo para la red
de distribución hasta el año 2030. Con estos valores se podría estimar que el coste anual del
desarrollo de las redes inteligentes en España sería del orden de 1.000 millones de euros, que
contrasta con los 5.000 millones de euros correspondientes al coste de la actividad de distri–164–
bución en 2010. Por tanto, es muy importante definir quién y cómo se pagará esta gran inversión de capital.
7.2. Estudios de costes y beneficios
Para la implantación de las redes inteligentes no sólo es importante identificar qué agentes se
van a beneficiar de ellas y quiénes van a asumir el coste de su desarrollo, sino cuantificar el
valor de dichos costes y beneficios. De esta forma se podrá obtener el valor real de las redes
inteligentes, para así definir una estrategia de inversión y de compensación a aquellos agentes
perjudicados.
Hasta la fecha se han realizado numerosos estudios que han cuantificado los posibles beneficios de la adopción de distintas estrategias de una gestión más inteligente de las redes eléctricas. La mayoría de los análisis han estudiado el impacto de aspectos concretos como la
integración eficiente de generación distribuida (proyectos Europeos DG-GRID o IMPROGRES), de la gestión activa de la demanda (proyecto nacional CENIT-GAD, europeo ADDRESS y otros estudios de la implantación de smart-meters), o la gestión de la recarga de
vehículos eléctricos (proyecto europeo MERGE). Además, el informe del EPRI (EPRI,
2011) realiza un análisis conjunto de los costes y beneficios de la implantación de las redes
inteligentes desde el transporte hasta el consumidor final en los EE.UU.
Los estudios se han centrado en el análisis de la reducción de los costes de operación, de las
inversiones de red necesarias, de las emisiones de gases de efecto invernadero o de la mejora
en la calidad de suministro. Todos los estudios han demostrado que el uso de redes más
inteligentes para una gestión activa de los nuevos recursos distribuidos (generación, gestión
de la demanda y vehículo eléctrico) permite un ahorro económico considerable respecto a una
situación donde estos recursos únicamente se conectan de forma pasiva a la red, denominado
«instala y olvida». Es más, para elevados niveles de presencia de generación distribuida, vehículos eléctricos o crecimiento de la demanda el uso de una gestión activa es imprescindible
para garantizar los actuales requisitos de calidad y eficiencia del suministro eléctrico.
Por ejemplo, en el proyecto IMPROGRES (Cossent, 2010) se llevó a cabo un análisis para
valorar los ahorros asociados a la integración activa de generación renovable, es decir, con
capacidad de recibir señales de control de potencia en determinadas situaciones de exceso de
generación. Se analizaron tres redes eléctricas reales (en Holanda, Alemania y España) con
–165–
Ahorros de Smart Grids vs. BAU (%)
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Demanda 2008 2008 2020 2020 2020
0% 71% 0% 26% 92%
No
DG
No
DG
DG
DG 2008 DG 2008 2020
med.
Holanda
2020 2008 2008 2020 2020 2020
1%
0%
1% 16%
162% 0%
No
DG
No
DG
DG
DG
2020 DG 2008 DG 2008 2020
med.
alta
Alemania
2020 2008 2008 2020 2020 2020
7% 12%
33% 0% 11% 0%
No
DG
No
DG
DG
DG
2020 DG 2008 DG 2008 2020
med.
alta
2020
21%
DG
2020
alta
España
Figura 7.2. Ahorros en la inversión y operación de redes de distribución con gestión activa de la generación
distribuida.
Fuente: Cossent, 2010.
distintos niveles de penetración de generación distribuida. En todas ellas se observaron
ahorros en las inversiones de red y costes de mantenimiento entre un 10% y un 35% respecto a la explotación tradicional de redes eléctricas (Figura 7.2). Estos ahorros son mayores cuanto mayor es el crecimiento de la generación conectada a la red.
Por su parte, como ya se mostró en el capítulo 4, el uso de estrategias inteligentes de recarga
de vehículos eléctricos conectados a las redes de distribución supondrá un ahorro en los
posibles refuerzos de red requeridos (ver figura 4.10).
Por otro lado, los beneficios de la gestión activa de la demanda se han analizado dentro del
proyecto nacional CENIT-GAD y el proyecto europeo ADDRESS. Algunos resultados de
estos proyectos para el caso español pueden encontrarse en (Conchado, 2011). En este informe se analizan para España los beneficios derivados de diferentes niveles de desarrollo de la
gestión activa de la demanda en los consumidores residenciales1 (Figura 7.3). El estudio con1. En países desarrollados, típicamente los consumidores residenciales suponen un 30% de la demanda total de
energía.
–166–
3.500
Millones de euros
3.000
2.500
2.000
1.500
Red: mantenimiento
1.000
Red: inversiones
Generación: emisiones
500
0
Generación: combustible
GAD-25%
GAD-50%
GAD-100%
Generación: inversión
Figura 7.3. Beneficios agregados de gestión activa de la demanda
(VAN en millones de euros con una tasa de descuento del 9% a 10 años).
Fuente: Conchado, 2011.
templa la posibilidad de gestionar desde un 25% al 100% de la demanda eléctrica, y además
permitir que la punta de demanda se reduzca entre el 1,4% y el 6,4%. De los resultados se
observa que gran parte de los beneficios se corresponden con ahorros en generación eléctrica, tanto en inversión de nuevas centrales eléctricas como en la reducción del consumo de
combustible fósil y emisiones de CO2. Los ahorros en la inversión y operación de las redes
de distribución son bastante menores que los correspondientes en generación.
Asimismo, es posible encontrar otros estudios internacionales que buscan determinar el beneficio derivado de la instalación de contadores inteligentes. Por ejemplo, el estudio (PWC,
2010) cuantifica los costes y beneficios de la implantación de contadores inteligentes tanto
de electricidad como de gas en Austria. El análisis económico se realiza de forma independiente para tres grupos de agentes involucrados (consumidor final, operador de red y comercializadores) y cuatro escenarios temporales de instalación de los contadores inteligentes. En
el caso de los contadores de electricidad, estos escenarios corresponden con la sustitución
del 95% de los contadores durante el período 2011-2017 (escenarios 1 y 3), 95% en el período 2011-2015 (escenario 2) y el 80% en el período 2011-2020 (escenario 4).
Los resultados finales se muestran en la tabla 7.2. Los resultados son bastante similares en
todos los escenarios analizados. Puede verse cómo los consumidores finales son los grandes
–167–
Escenario 1
95% 2017
Escenario 2
95% 2015
Escenario 3
95% 2017
Escenario 4
80% 2020
Costes
Beneficios
Costes
Beneficios
Costes
Beneficios
Costes
Beneficios
0
2.595.826
0
2.778.792
0
2.595.826
0
2.014.092
Operadores de red
2.299.090
354.337
2.425.854
381.739
2.299.090
354.337
1.843.098
272.489
Comercializadores
718.766
352.988
769.271
378.544
718.766
352.988
557.908
272.996
0
11.447
0
12.350
0
11.447
0
8.789
3.017.856
3.314.598
3.195.125
3.551.425
3.017.856
3.314.598
2.401.006
2.568.366
En miles de €
Consumidores
Costes de generación
Total electricidad
Tabla 7.2. Costes y beneficios de la implementación de smart-meters en Austria.
Fuente: Conchado, 2011.
beneficiados, mientras que los costes los asumirían los operadores de red y los comercializadores. Además, el estudio concluye diciendo que el análisis de los beneficios debe incluir
tanto los efectos directos (costes de inversión y operación) como indirectos (eficiencia energética, emisiones, etc.), dado que si no incluye estos últimos, el desarrollo de los contadores
inteligentes no resulta rentable.
Esta conclusión desfavorable para los contadores inteligentes cuando no se tienen en cuenta
los beneficios indirectos, coincide con la de un estudio sobre contadores inteligentes realizado para el caso de Dinamarca (Capgemini, 2008). Este estudio estimaba unos 11 millones de
euros de beneficio frente a unos costes totales de 35 millones de euros, arrojando por tanto
un saldo neto negativo. Todos estos valores están expresados en valor actual neto calculado
para un horizonte de 20 años con una tasa de retorno del 6%.
A nuestro juicio, el estudio más completo respecto a los costes y beneficios de la implantación de las redes inteligentes ha sido el realizado por EPRI para Estados Unidos (EPRI,
2011). La implantación de la red inteligente tendría unos beneficios totales en 20 años2 de
entre 1.300 y 2.000 millones de dólares (Figura 7.4). Estos beneficios incluyen aspectos técnicos como la mejora de la eficiencia energética o la reducción de los costes de inversión y
operación del sistema eléctrico; medioambientales, como la reducción de emisiones de gases
de efecto invernadero; y sociales, como la mejora de la calidad o el aumento de la competencia en el suministro eléctrico.
2. Se consideran dos escenarios de costes de las tecnologías usadas para las Smart Grids.
–168–
Las inversiones incluyen la infraestructura para integrar los nuevos recursos distribuidos
(generación y vehículo eléctrico principalmente) en el sistema, así como conseguir la total
participación de la demanda (Figura 7.5), y no contemplan los costes de generación ni los de
expansión de la red de transporte. La inversión necesaria para conseguir estos beneficios
sería de entre 17.000 y 24.000 millones de dólares en cada uno de los próximos 20 años, lo
que supondría un incremento notable, alrededor del 10% del pago mensual en la factura
eléctrica de los consumidores finales.
Como puede observarse, a pesar de las grandes ventajas referidas en los capítulos previos de
las redes inteligentes frente al modelo tradicional, su justificación económica no en los distintos contextos y aplicaciones debe ser analizada caso por caso. Por ello, es necesario realizar estudios rigurosos y proyectos piloto que permitan obtener conclusiones detalladas y
específicas para cada situación y país. Estos estudios formarían la base que justifique económicamente el potencial de las redes inteligentes, y han de incluir tanto los beneficios/costes
directos como los indirectos.
La evaluación de los costes y beneficios de las redes inteligentes también permite identificar
los agentes que obtienen beneficios inmediatos de su implantación (principalmente los consumidores), quiénes tienen que invertir para su desarrollo (las empresas de distribución y
transporte) y quiénes incurren en pérdidas (la generación convencional). Este conocimiento
permitirá definir qué señales, incentivos y obligaciones han de recibir los distintos agentes
implicados y cómo trasladar a los consumidores finales los costes de las redes inteligentes.
7.3. Aspectos regulatorios
La regulación es clave para promover e incentivar los desarrollos necesarios en los negocios
regulados, mientras que debe fijar las reglas del juego en los negocios en competencia para evitar
posiciones dominantes de abuso de poder y eliminar barreras de entrada a nuevos agentes.
Los principales temas regulatorios asociados con la implantación progresiva de las redes
inteligentes son de muy diferente naturaleza. A continuación los vamos a dividir por áreas
temáticas.
• Regulación de los distribuidores
• Regulación del acceso y conexión de los generadores distribuidos
–169–
2.500.000
Millones de dólares
2.000.000
1.500.000
Fiabilidad
Continuidad de suministro
Competencia en el suministro
1.000.000
Calidad de suministro
Costes de operación
Costes de inversión
500.000
Emisiones de gases efecto invernadero
Seguridad en el trabajo
0
Bajo
Alto
Figura 7.4. Beneficios totales a 20 años en Estados Unidos derivados de la implantación de redes inteligentes.
Fuente: EPRI, 2011.
500.000
Millones de euros
400.000
300.000
200.000
100.000
Consumidor final
Red de transporte
0
Bajo
Alto
Figura 7.5. Inversiones totales a 20 años en Estados Unidos asociadas a la implantación de redes inteligentes.
Fuente: EPRI, 2011.
–170–
• Regulación de la conexión y gestión de carga de los vehículos eléctricos
• Implantación progresiva de los medidores inteligentes
• Promoción de la respuesta de la demanda a señales de precio
• Regulación para la integración de renovables en la operación del sistema
• Estándares y normativas para comunicaciones e integración de arquitecturas
7.3.1. Regulación de los distribuidores
La distribución es un negocio regulado cuya función es el desarrollo y operación de las redes
de distribución. Se trata de una actividad con características de monopolio natural supervisada por el regulador. El regulador fija la retribución de la actividad y las condiciones de
calidad del suministro. Los costes remunerados corresponden a los costes de inversión en
infraestructuras de red y a los costes de operación y mantenimiento de las mismas, junto a
otros de tipo comercial y administrativo.
En España y en el resto de países de la Unión Europea, la actividad de distribución ha sido
separada legal, contable y funcionalmente del resto de actividades. La remuneración que
reciben las empresas distribuidoras se suele fijar mediante un esquema conocido como de
limitación de precios o ingresos, junto con incentivos o penalizaciones asociados al cumplimiento de objetivos en lo relativo a las pérdidas de energía y a indicadores de calidad del
suministro. Estos esquemas de regulación tratan de incentivar el comportamiento eficiente
de la empresa tanto en las inversiones que realiza como en los costes operativos ligados al
desempeño del negocio (Joskow, 2006).
Como se ha visto a lo largo de este libro, la implantación de las redes inteligentes supondrá
importantes inversiones en nuevas tecnologías y soluciones en las redes eléctricas de distribución. Este cambio lo deberán llevar a cabo las empresas distribuidoras. Por tanto, la regulación de dichas empresas jugará un papel decisivo para que la integración de estas tecnologías se haga de una forma eficiente.
Para realizar las inversiones e innovación asociada a las redes inteligentes, se necesita un
marco regulatorio claro y estable. Para incentivar este tipo de inversiones con un elevado
riesgo tecnológico, se puede reconocer una mayor tasa de retorno con un diferencial sobre
–171–
la que se aplica al resto de activos. Esta práctica la ha implantado el regulador italiano (Eurelectric, 2011). Al mismo tiempo, el regulador debe ir adaptando los objetivos de eficiencia
en pérdidas y calidad de servicio de acuerdo con las mejoras que se puedan esperar asociadas
a la implantación de estas tecnologías. Un ejemplo lo constituyen los nuevos transformadores de distribución que son de un coste más elevado pero de menores pérdidas internas. O
tecnologías de contadores y cables aislados para disminuir el fraude en países con elevados
niveles de pérdidas comerciales.
Otro aspecto relevante en la regulación de los distribuidores es el efecto conocido como
decoupling (ERGEG, 2010). Se trata de que la remuneración de la actividad se desacople
del volumen de energía distribuida, ya que las empresas cuyos ingresos dependen fundamentalmente del volumen de energía distribuida tienen un incentivo a oponerse a todo
aquello que pueda por tanto disminuirlo, por ejemplo programas de eficiencia energética
o la autogeneración en las instalaciones de consumidores finales. De aquí la importancia de
utilizar esquemas de limitación de ingresos, donde la remuneración de la empresa se calcula dependiendo de lo que el regulador considera sus costes e inversiones eficientes, y las
tarifas se ajustan para recuperar esos ingresos, llevándose los desvíos de ingresos, si existen, a la tarifa del año siguiente. En España, a través del proceso de liquidaciones, se tiene
implantado este mecanismo. Sin embargo, esto es bastante más complicado cuando las
empresas de distribución no están separadas de las comercializadoras, tal y como sucede
en varios estados de EE.UU.
En la misma línea, como se ha visto en los capítulos dedicados a generación distribuida,
gestión de la demanda y vehículos eléctricos, la conexión de estos equipos o las acciones
de respuesta de la demanda suponen en unos casos costes incrementales para los distribuidores y en otros beneficios en los niveles de utilización de las redes y el consiguiente retraso de refuerzos en la red. Estos efectos deben ser tenidos en cuenta por el regulador
para el cálculo de la remuneración eficiente de la empresa. Por un lado, se ha de compensar
a los distribuidores por los costes incrementales de conectar vehículos eléctricos o GD, y
a la vez se les ha de incentivar a hacer esto de una manera eficiente, aprovechando los beneficios potenciales ofrecidos por una mayor flexibilidad en los usuarios de la red. En
España, el regulador se ha dotado de un modelo de red de referencia que permite analizar
el impacto de estos nuevos elementos sobre las inversiones y costes operativos en las redes
(Gómez et al., 2011).
–172–
7.3.2. Regulación del acceso y conexión de los generadores
distribuidos
El acceso y conexión de los generadores distribuidos a las redes de distribución es otro tema
regulatorio importante para conseguir una integración eficiente de estos equipos y su contribución al sistema en el contexto de las redes inteligentes. En lo relativo al acceso, especialmente para generación de pequeño tamaño conectada a las redes de media o baja tensión,
y en puntos de suministro donde llega la red, es decir núcleos urbanos, el acceso debería ser
garantizado automáticamente con un procedimiento administrativo simplificado. Los derechos de conexión o de acometida, al igual que se hace para los consumidores, deberían
estar regulados. De esta forma se evitarían potenciales conflictos derivados de una negociación con los distribuidores. Este esquema es lo que se conoce como shallow connection
charges donde el consumidor y/o promotor de la generación distribuida sólo pagaría la conexión directa a la red, o el derecho de acometida regulado en zonas urbanas.
No obstante, la conexión prácticamente automática de la GD puede conducir a que no sea
posible reforzar o adaptar la red al ritmo necesario para acomodar niveles crecientes de GD.
Por este motivo, las barreras a la conexión se emplean actualmente como un filtro para prevenir problemas en la red. Sin embargo, en caso de que las compañías de distribución pudieran controlar la producción de los GD, en caso de ocurrir algún problema en la red, de
acuerdo con unas reglas establecidas en unos procedimientos de operación, sí sería posible
implementar los shallow connection charges. Esto equivale a decir que actualmente el filtro
se coloca en el momento de la conexión a red de la GD, mientras que en un futuro se deberían ubicar estos filtros en las reglas del despacho de la GD en caso de congestión en la red.
Estos dos enfoques se muestran en la figura 7.6.
En este contexto las distribuidoras deberían encargarse de reforzar las redes de su propiedad,
si ello fuera necesario, para acomodar los flujos provenientes de la generación distribuida.
Esto debe tenerse en cuenta por el regulador en el cálculo de la remuneración de la actividad.
La remuneración de zonas con altos niveles de penetración de generación distribuida no
sería la misma que la de aquellas otras donde apenas se hayan conectado generadores.
Estos costes se sumarían al resto de costes reconocidos a las empresas de distribución y se
recolectarían por medio de las tarifas por uso de red o peajes. Hasta la fecha, en España y
muchos otros países, los consumidores son los únicos que pagan estos peajes por el uso de
redes. Esta situación se ha corregido en España con la publicación del Real Decreto
–173–
Gestión en tiempo real
Limitaciones a la conexión
Figura 7.6. Diferentes modelos de acceso a red de generadores distribuidos: limitación en la conexión
(figura inferior) o gestión de la congestión (figura superior).
1544/2011, de 31 de octubre, por el que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los productores de energía eléctrica. En el futuro,
y en la medida en que los niveles de penetración de GD vayan aumentando, los peajes de red
deberían rediseñarse para enviar señales de localización (ubicación del punto de conexión
dentro de la red) y también de uso (perfil de producción) a los generadores distribuidos,
pues ellos también son usuarios de las redes de distribución (Cossent, 2009).
7.3.3. Regulación de la conexión y gestión de carga
de los vehículos eléctricos
En el capítulo dedicado a vehículos eléctricos se han identificado algunos de los temas regulatorios relevantes para conseguir su integración efectiva en el sistema eléctrico. En lo relativo a la infraestructura de carga es necesario estandarizar a nivel europeo los niveles de carga,
los equipos de conexión y las funcionalidades de los puntos de carga con acceso público.
En lo relativo a carga doméstica, es importante que desde un principio se promocione la
carga con discriminación horaria, estableciendo una tarifa diferenciada para aquellas horas
de la madrugada con menor consumo y menores precios de la electricidad. Como ya se co–174–
mentó, esto tendrá efectos beneficiosos sobre el dimensionamiento y operación del equipo
de generación y sobre la menor utilización de las redes de transporte y distribución. Por
tanto, se necesita diseñar e implantar las tarifas de acceso con discriminación horaria para
consumos domésticos. Su implantación implica la adopción de medidores inteligentes que
permitan facturar los consumos por franjas horarias.
En España, la regulación del gestor de carga, como un agente autorizado para la compra de
electricidad y su reventa para uso exclusivo de recarga de vehículos eléctricos, es un paso en la
correcta dirección, donde se facilita el modelo de negocio para la recarga en lugares con acceso
público, tales como aparcamientos, grandes superficies o estaciones de carga dedicadas (electrolineras). Bajo este modelo el desarrollo de la infraestructura de carga le correspondería al
gestor que deberá asumir la recuperación de la inversión dentro de su plan de negocio.
Un aspecto de futuro es el modelo de negocio bajo el cual agregadores, a través de agrupar
cientos o miles de vehículos conectados en la red, serán capaces de proporcionar servicios al
sistema. Estos servicios podrán ser de gestión de la carga reduciendo o aumentando el consumo respecto a un perfil previamente establecido a requerimiento del operador del sistema,
o en el mismo contexto, proporcionando servicios de balance o de reserva de capacidad. En
este marco, el desarrollo de las redes inteligentes para posibilitar las comunicaciones y las
acciones de control distribuido necesarias será de especial relevancia para dar viabilidad técnica y económica a este modelo de negocio.
7.3.4. Implantación progresiva de los medidores inteligentes
La instalación de medidores inteligentes responde a una política promovida desde la Unión
Europea donde se han establecido unos objetivos para introducir esta tecnología en los próximos años como un elemento dinamizador del mercado eléctrico. En España, existe un plan
de renovación y sustitución de equipos que culmina en el 2018, donde prácticamente la totalidad de los medidores deberán ser inteligentes (medidores digitales con unas funciones
mínimas establecidas).
En España corresponde a las empresas distribuidoras el desarrollo e implantación de este
plan. El problema regulatorio de nuevo se centra en determinar cómo se van a remunerar
estas inversiones y qué beneficios pueden reportar tanto al propio negocio de los distribuidores, disminuyendo costes operativos o ayudando a mejorar la calidad de atención al cliente y del suministro eléctrico, como al resto de los agentes involucrados, comercializadores y
–175–
consumidores finales. Asimismo, la regulación puede jugar un papel relevante de cara a definir estándares y criterios para la homologación de los equipos necesarios.
Sin embargo, la instalación de los contadores inteligentes en otros países se encuentra regulada de manera diferente. Un esquema alternativo puede ser el de dejar libertad a las empresas distribuidoras para sustituir los contadores o no en función de la rentabilidad que éstos
proporcionen. Asimismo, en el Reino Unido, la instalación y lectura de los contadores la
realizan en competencia empresas independientes de los distribuidores. De esta manera, el
distribuidor se encarga únicamente del negocio de red. En cambio, resulta más difícil aprovechar las oportunidades que los contadores inteligentes ofrecen de cara a la operación de la
red.
Como se ha visto, los beneficios potenciales de los medidores para los clientes finales son
elevados a la hora de realizar una mejor gestión de sus consumos. También a los comercializadores les permitirán diseñar contratos a medida dependiendo del perfil de sus clientes,
pudiendo ofrecerles además servicios de valor añadido. Por tanto, el regulador debe decidir
en qué parte esta inversión debe ser soportada por las propias empresas distribuidoras, y qué
otra debe traspasarse al consumidor final.
También resulta importante en este campo definir cuáles son las funciones mínimas que deben cumplir estos equipos, controladas y supervisadas por los distribuidores, y qué otras
formarían parte del negocio desregulado de la comercialización o de las empresas de servicios energéticos, y por tanto no deberían ser incluidas como funciones de los medidores.
Simplificando, podría decirse que la medida con discriminación horaria de la energía y el
control de la potencia máxima contratada deberían ser las funciones bajo responsabilidad del
distribuidor. De esta manera, el contador inteligente «únicamente» registraría los consumos
con la discriminación horaria debida y podría incorporar funciones de control sencillas como
la limitación del consumo, por ejemplo, para solventar problemas de seguridad en la red.
En cambio, el envío de señales de precio y/o cantidad para incentivar un consumo más
eficiente, el control de los electrodomésticos y demás equipos conectados abajo del medidor, incluyendo la generación embebida, caerían bajo la responsabilidad de los comercializadores, agregadores o empresas de servicios energéticos. Estas funciones, serían desarrolladas por dispositivos tipo energy box, independientes pero comunicados con el propio contador. La instalación y funciones del control doméstico se establecerían mediante
acuerdos entre los consumidores y los comercializadores, agregadores o empresas de servicios energéticos.
–176–
7.3.5. Promoción de la respuesta de la demanda a señales
de precio
La respuesta de la demanda mostrando una determinada elasticidad es una de las asignaturas
pendientes en el mercado de electricidad. La demanda eléctrica se comporta hoy por hoy de
forma inelástica cuando hablamos en el corto plazo. Esto quiere decir que la cantidad
de electricidad consumida no reacciona a los cambios en el precio de la electricidad. Ésta es una
desventaja, ya que hace necesario instalar plantas de generación para suministrar la demanda
punta que se produce en unas pocas horas en el año. Igualmente, pueden aparecer precios de
la electricidad elevados en aquellas horas donde la oferta se muestra muy ajustada para cubrir la demanda.
Esta falta de elasticidad deriva presumiblemente, al menos en parte, del hecho de que
muchos consumidores finales no perciben señales de precio eficientes y carecen de los
medios para proporcionar esta respuesta, lo que ocasiona claras ineficiencias en el funcionamiento del mercado eléctrico. Los comercializadores son los encargados de establecer
contratos de suministro eléctrico con los consumidores finales. Sin embargo, en España, a
finales de 2010 tan sólo un 18,1% de los consumidores domésticos tenían un contrato con
un comercializador que no fuera el de último recurso (CUR) (CNE, 2011). La comercialización de último recurso es una actividad regulada según la cual el CUR se encarga de
cobrar a los consumidores de menos de 10 kW que así lo decidan la tarifa de último recurso (TUR), sin ninguna discriminación horaria o con sólo dos períodos tarifarios diarios.
Por tanto, los desarrollos enumerados en este libro de redes inteligentes encaminados a proporcionar una respuesta activa de la demanda crearán eficiencia y beneficios en el mercado.
Desde el punto de vista regulatorio, se deben establecer las reglas que permitan eliminar las
barreras existentes para los comercializadores o agregadores que deseen entrar a ofrecer servicios de respuesta de la demanda. En este sentido, como se ha comentado en la sección
anterior, los contadores inteligentes, las energy box y la automatización de las cargas permitirían a los consumidores responder a señales de precios con discriminación temporal, adaptando y programando sus consumos.
En un modo de mayor sofisticación técnica, también los agregadores podrán ofrecer al operador del sistema servicios de control de la carga, para balance o reserva de capacidad del
sistema, o para hacer frente de forma controlada a situaciones de alerta o emergencia donde
se necesitase reducir el consumo. En este sentido es importante revisar los procedimientos
–177–
de operación del sistema donde se debe dar entrada a la participación de la demanda en la
provisión de los mencionados servicios. Esto es particularmente relevante de cara a la integración de grandes cantidades de generación renovable intermitente, como se explicó en el
capítulo 5.
7.3.6. Regulación para la integración de renovables
en la operación del sistema
Desde el punto de vista de la integración de las fuentes renovables de carácter variable o intermitente y de difícil predicción, fundamentalmente eólica y solar fotovoltaica, es claro que
existen una serie de retos para su integración que toman mayor relevancia a medida que el
grado de penetración de estas tecnologías en el mix de generación aumenta.
Como contrapartida a los beneficios medioambientales, de seguridad de suministro y sostenibilidad que representan, la integración efectiva de estas tecnologías necesita incurrir en
costes adicionales que deben ser evaluados e internalizados en el mercado para que los precios de la electricidad reflejen estos efectos. Entre estos costes cabe mencionar: costes asociados a mantener niveles superiores de reservas operativas y energía de balance, y costes de
la capacidad de generación de respaldo para asegurar el suministro en caso de falta del recurso primario, viento o sol.
Desde el punto de vista regulatorio, el reto consiste en revisar o diseñar las reglas y procedimientos operativos para que tanto la inversión en nuevos recursos, por ejemplo almacenamiento, como los costes operativos y de inversión incurridos por los agentes del mercado
puedan recuperarse con la mínima distorsión en el mercado. En este sentido, el funcionamiento de los servicios complementarios de reserva de capacidad y de balance de energía deben
ser revisados. Estos servicios permiten al operador del sistema equilibrar generación y demanda cuando se producen desvíos respecto a la programación resultante del mercado.
Por otro lado, la existencia de elevados niveles de generación intermitente requiere inversiones en generación para respaldo, back up, con un número limitado de horas de funcionamiento al año. Esto ocurre en períodos durante los cuales la producción de generación intermitente es baja, por ejemplo por la ausencia de viento. Debido a que estas plantas funcionarían
pocas horas al año, haciendo insuficiente la retribución percibida para recuperar la inversión
realizada, los mecanismos de pagos por capacidad o mercados de capacidad adquieren mayor
–178–
relevancia en este contexto. Estos mecanismos básicamente establecen una retribución complementaria al mercado para los generadores que actúan como respaldo, de manera que facilitan a los inversores la recuperación de los costes incurridos.
Finalmente, el diseño de los mecanismos de ayuda a las energías renovables, complementarios a los ingresos de mercado, deben ser también revisados para ir adaptándose a la curva de
aprendizaje con costes de inversión más reducidos y mantener un rigor presupuestario acotando los volúmenes de subsidio dentro de los valores previamente establecidos. En España
esto es especialmente importante debido al grave problema de insuficiencia tarifaria y déficit
acumulado al que se enfrenta el sector eléctrico. A pesar de que este hecho aparentemente no
esté directamente relacionado con las redes inteligentes, sí puede condicionar el futuro desarrollo de las mismas en el contexto actual.
7.3.7. Estándares y normativas para comunicaciones
e integración de arquitecturas
Finalmente, el éxito en el desarrollo de las tecnologías y soluciones descritas en este libro en
el contexto de las redes inteligentes necesita de una labor decidida y eficaz, apoyada por los
reguladores, de los organismos internacionales de estandarización.
Europa necesita nuevos estándares y normas que especifiquen los requisitos funcionales
para una correcta integración de los generadores distribuidos, de los vehículos eléctricos, de
los aparatos gestionables a nivel doméstico, etc. Estos estándares han de facilitar la conexión
de todos los equipos anteriores así como permitir la comunicación entre ellos y con los operadores del sistema y el mercado, así como con distribuidores y comercializadores, todo esto
basado en arquitecturas y protocolos de comunicación abiertos.
En esta línea se están realizando importantes esfuerzos, pero todavía queda mucho camino
por recorrer (CENELEC, 2010) (EPRI, 2009).
Las empresas y consumidores nos beneficiaremos de tener un mercado único europeo donde tanto los fabricantes de equipos puedan competir como los consumidores escoger aquellos productos con menores precios y mejores prestaciones.
–179–
Referencias
Capgemini Utility Strategy Lab. «Smart meter business casescenario for Denmark», Developed for The Danish Energy Association, September 2008.
CEN, CENELEC y ETSI. «JWG report on standards for smart grids», versión 1, 17 December 2010.
CNE. «Informe de supervisión del mercado minorista de electricidad, segundo semestre de
2010». 29 de junio de 2011.
Conchado, A., Linares, P., Santamaría, A. y Lago, O. «How much should we pay for a DR
program? An estimation of network and generation system benefits». IIT Working paper. August 2011.
Cossent, R., Gómez, T. y Frías, P. «Towards a future with large penetration of distributed
generation: Is the current regulation of electricity distribution ready? Regulatory recommendations under a European perspective», Energy Policy. vol. 37, no. 3, págs. 11451155, Marzo 2009.
Cossent, R., Olmos, L., Gómez T. y Mateo, C. «The role of alternative network response
options in minimising the costs of DG integration into power networks», IMPROGRES
EU Project, WP5, deliverable 6, Marzo 2010.
EPRI. (2011)«Estimating the costs and benefits of the Smart Grid. A Preliminary Estimate
of the Investment Requirements and the Resultant Benefits of a Fully Functioning Smart
Grid», Final Report, March 2011.
EPRI. (2009). «Report to NIST on the Smart Grid Interoperability Standards Roadmap»,
Contract No. SB1341-09-CN-0031—Deliverable 10. Prepared by the Electric Power Research Institute.
ERGEG. «Position Paper on Smart Grids. An ERGEG Conclusions Paper». Ref: E10EQS-38-05, 10 June 2010.
EURELECTRIC. (2010). «Market Models for the Roll-Out of Electric Vehicle Public
Charging Infrastructure». EURELECTRIC Concept Paper.
EURELECTRIC. (2011). Regulation for Smart Grids. A EURELECTRIC report. Febrero
2011.
–180–
Gómez, T., Mateo, C., Sánchez, A., Reneses, J. y Rivier, M. (2011). «La Retribución de la
Distribución de Electricidad en España y el Modelo de Red de Referencia», Estudios de
Economía Aplicada.
International Energy Agency (IEA). (2009). «Technology Roadmap: electric and plug-in
hybrid electric vehicles (EV/PHEV)» Available at www.iea.org
Joskow, P. L. et al. (2006). «Incentive regulation in theory and practice: electricity distribution and transmission networks» MIT Center for Energy and Environmental Policy
Research.
Price Waterhouse Coopers. «Studie zur Analyse der KostenNutzen einer österreichweiten
Einführung von Smart Metering». Juni 2010.
–181–
8
El camino hacia las redes
inteligentes
«Es mejor cojear por el camino que avanzar a grandes pasos fuera de él. Pues quien cojea en
el camino, aunque avance poco, se acerca a la meta, mientras que quien va fuera de él, cuanto más corre, más se aleja». San Agustín (obispo y filósofo).
Los capítulos anteriores han mostrado que la implantación de las redes inteligentes requiere
profundos cambios en los sistemas eléctricos actuales. Por consiguiente, el cambio hacia las
redes inteligentes no podrá tener lugar de la noche a la mañana, sino que será necesaria una
evolución progresiva según la cual las redes eléctricas irán continuamente mudando (ERGEG, 2010). Sin embargo, quedan abiertos múltiples interrogantes sobre cómo ha de transcurrir este proceso, es decir, qué pasos han de darse y cuándo. Como dice la cita escogida
para abrir este capítulo, es preferible avanzar a pasos cortos por el camino cierto que dar
grandes pasos en la dirección equivocada. No obstante, con el fin de conocer si un paso va
en la dirección correcta, es preciso realizar análisis detallados de las implicaciones del mismo. Para avanzar en este campo, se están desarrollando multitud de proyectos de demostración de diferentes aspectos de las redes inteligentes.
Este capítulo presenta las hojas de ruta y mecanismos para facilitar el cambio hacia las redes
inteligentes que han sido propuestos por algunas asociaciones relevantes. Asimismo, se describen algunas de las experiencias piloto que se están llevando a cabo en el campo de las redes
inteligentes.
–183–
8.1. P
asos hacia la implantación de las redes
inteligentes
En esta sección se expondrán las visiones de diferentes actores sobre cómo será esta transición hacia las redes inteligentes. Concretamente, se describirán dos hojas de ruta que han
propuesto la asociación Europea de la industria eléctrica, Eurelectric, y la Agencia Internacional de la Energía (AIE), respectivamente. Las visiones dadas por estas agencias detallan
los pasos o acciones que se deberían seguir hasta la implantación de las redes inteligentes,
junto con los plazos en que esto debería producirse.
Eurelectric ha publicado cuál es su visión sobre el desarrollo de las redes de distribución
inteligentes durante los próximos 10 años (Eurelectric, 2011). De acuerdo con esta visión, la
transición hacia las redes inteligentes en Europa constaría de 10 pasos organizados en 3 etapas diferenciadas. Estas tres etapas y los 10 pasos identificados se muestran en la figura 8.1.
Comercialización
en los Estados
miembros
10. Hacia una participación real de los consumidores en los mercados
eléctricos
9. Integración a gran escala de vehículos eléctricos, gestión
de la demanda y almacenamiento
Despliegue
en los Estados
miembros
8. Agregación de recursos energéticos distribuidos
7. Ir hacia una integración del balance local y central de toda
la generación
6. Monitorizar y controlar la red y la GD
5. Despliegue de contadores inteligentes
Facilitación
a nivel nacional
y europeo
4. Experimentar mediante proyectos de demostración y la divulgación del conocimiento obtenido
3. Fijar estándares y asegurar la protección y privacidad de los datos
2. Desarrollo de modelos de negocio
1. Proporcionar incentivos regulatorios a la inversión innovadora
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Figura 8.1. Cronograma con los 10 pasos hacia las redes inteligentes según Eurelectric.
Fuente: Eurelectric, 2011.
–184–
8. El camino hacia las redes inteligentes
En la primera de estas etapas, llamada de facilitación, se establecerían las condiciones regulatorias, de estandarización y técnicas necesarias para proceder con el proceso de cambio.
Los cuatro pasos incluidos en esta etapa deberán comenzar cuanto antes para servir como
base a las etapas subsiguientes. La segunda fase consistiría en el despliegue de las tecnologías
necesarias, fundamentalmente para una gestión más activa de la red y una integración más
eficiente de la GD. Los pasos comprendidos en esta fase comenzarían entre los años 2011 y
2014, prolongándose hasta el 2020 y más allá. Finalmente, la tercera y última fase estaría
dedicada al desarrollo de nuevos servicios y modelos de negocio incorporando la participación de todos los recursos energéticos distribuidos. Esta etapa comenzaría junto con los últimos pasos de la etapa anterior, pero se extendería más allá en el tiempo.
La tabla 8.1 muestra los 10 pasos que Eurelectric recomienda tomar, junto con una breve
descripción de los mismos, los agentes que han de llevar a cabo las acciones necesarias y el
horizonte temporal en el que esto ha de hacerse.
Otra hoja de ruta a tener en cuenta es la realizada por la Agencia Internacional de la Energía
(International Energy Agency ([IEA], 2011). En este documento, la AIE repasa el concepto
de las redes inteligentes y las tecnologías implicadas, dejando patente que las redes inteligentes son necesarias para conseguir en el futuro un sistema energético más sostenible. Asimismo, hace un repaso de algunas iniciativas en marcha en todo el mundo y analiza el impacto
de las redes inteligentes sobre la reducción de las emisiones de CO2 a nivel mundial para el
año 2050.
No obstante, lo más relevante de este documento es que se identifican una serie de acciones
que es preciso llevar a cabo para avanzar hacia la adecuada implantación de las redes eléctricas inteligentes en el período 2011-2050. Estas acciones están encuadradas dentro de tres
campos de actuación, tal y como se muestra en la tabla 8.2.
Estos tres campos de actuación están relacionados con el desarrollo de las tecnologías necesarias, la implantación de políticas y marcos regulatorios apropiados para acelerar y facilitar
los cambios y, por último, con el fomento de la colaboración internacional para divulgar los
resultados obtenidos en proyectos de demostración y las mejores prácticas, así como extender este conocimiento a los países en desarrollo. A continuación, se describen las tres áreas
mencionadas con mayor grado de detalle:
i) Desarrollo tecnológico: la AIE no estima necesarios grandes desarrollos en nuevas tecnologías, con la única excepción de aquellas tecnologías que permitan flexibilizar el com–185–
Fase
Paso
¿Qué?
¿Quién?
¿Cuándo?
Facilitación
1. Proporcionar
incentivos
regulatorios a la
inversión
innovadora
Recompensar a las empresas
de distribución por realizar
inversiones eficientes y en
innovación
Incluir el coste de los
proyectos de demostración en
las tarifas
Reguladores
nacionales,
apoyados por
políticas europeas
Tan pronto como
sea posible
2. Desarrollo de
modelos de negocio
Asignar tareas a actores
regulados y liberalizados
Definir roles y
responsabilidades de los
diferentes agentes
Operadores de red
y otras empresas en
colaboración con la
Comisión Europea
y los reguladores
A partir de ahora
3. Fijar estándares y
asegurar la
protección y
privacidad de los
datos
Desarrollar estándares y
protocolos de información y
datos interoperables
Asegurar la suficiente
protección de los datos
Operadores de red,
comercializadores,
empresas
tecnológicas,
Comisión Europea,
agencias de
estandarización,
ACER
Estándares más
relevantes para
finales de 2012
4. Experimentar
mediante proyectos
de demostración y
la divulgación del
conocimiento
obtenido
Llevar a cabo proyectos de
demostración a gran escala
financiados tanto por el
sector público como el
privado
Evaluar los beneficios de los
proyectos
Compartir el conocimiento
para maximizar la eficiencia
de las inversiones en
investigación, desarrollo y
demostración
Operadores de red,
comercializadores,
empresas
tecnológicas
e institutos de
investigación, con
apoyo de la
Comisión Europea
Hasta 2018
5. Despliegue de
contadores
inteligentes
Desplegar contadores
inteligentes con las
funcionalidades básicas
Instalar displays de consumo
en los hogares para involucrar
a los consumidores y
estimular la gestión de la
demanda
Integrar contadores
inteligentes con los
electrodomésticos
controlables
Distribuidores y
empresas de
comercialización,
con el apoyo de los
reguladores
Continuado hasta
2020
Despliegue
–186–
Fase
Paso
¿Qué?
¿Quién?
¿Cuándo?
Despliegue
6. Monitorizar y
controlar la red y la
GD
Automatizar la red para
detectar y reparar las faltas
más rápidamente
Operación y control
avanzado de la red
Implantar esquemas
avanzados de medida
Distribuidores y,
cuando sea preciso,
operadores de redes
de transporte; con
el apoyo de los
reguladores
Continuado hasta
2020
7. Ir hacia una
integración del
balance local y
central de toda la
generación
Definir roles y
responsabilidades en
gestionar los flujos
bidireccionales de potencia
para mantener la seguridad
del sistema
Hacer que los distribuidores
contribuyan a mantener el
balance generación-demanda
y cooperar más estrechamente
con el operador del sistema
Distribuidores,
operador del
sistema,
comercializadores,
agregadores,
consumidores y
generadores
A partir del 2014 en
adelante
8. Agregación de
recursos
energéticos
distribuidos
Desarrollar los mercados de
ajuste y servicios
complementarios
Hacer uso de la agregación en
plantas virtuales
Generadores,
distribuidores,
operadores de redes
de transporte,
agregadores y
comercializadores
adelante
9. Integración a
gran escala de
vehículos eléctricos,
gestión de la
demanda y
almacenamiento
Desplegar infraestructura
para la carga de los vehículos
eléctricos
Provisión de servicios
complementarios por parte de
la demanda y otros recursos
como el almacenamiento
Distribuidores,
empresas de
servicios
energéticos y
comercializadores
Proceso continuo, a
gran escala de 2018
en adelante
10. Hacia una
participación real
de los
consumidores en
los mercados
eléctricos
Desarrollo de programas
comerciales de gestión activa
de la demanda, incluyendo
tarificación dinámica y
contratos de flexibilidad
Agregación de cargas y venta
de reducciones de demanda
en los mercados
Comercilizadores,
empresas de
servicios
energéticos,
agregadores y
estados miembros
adelante
Comercialización
Tabla 8.1. Descripción de los 10 pasos hacia las redes inteligentes propuestos por Eurelectric.
–187–
Campo de actuación
Acciones
Plazos
Desarrollo
tecnológico
Desarrollo de proyectos de demostración a gran escala
para mitigar los riesgos y diseminando y compartiendo
los resultados obtenidos
Esfuerzos
concentrados en el
período 2011-2025
Facilitar la gestión de la demanda en todos los sectores
de consumo y su participación activa en el sistema
eléctrico
Completado para
2020
Desarrollo y demostración de tecnologías de
automatización del hogar y estudio de aspectos
conductuales de los consumidores
2011 a 2020
Gobiernos e industria han de evaluar prioridades y
establecer protocolos, definiciones y estándares para
equipos, transmisión de información, interoperabilidad
y ciberseguridad. Creación de un plan para el desarrollo
de estándares hacia 2050
2011 a 2013
Ampliar la colaboración en el desarrollo de estándares
internacionales para reducir costes y acelerar la
innovación, preservando el desarrollo de estándares
aceptados globalmente
Proceso continuo
de 2011 a 2050
Identificación y determinación de mecanismos para
superar barreras debidas al reparto equitativo entre
agentes de los costes y beneficios de las redes inteligentes
Completado para
2020
Resolver problemas de ciberseguridad mediante
regulación y la aplicación de mejores prácticas
Proceso continuo
hasta 2050
Adaptar la regulación para facilitar la transición de un
sistema de generación centralizado basado en activos
convencionales a otro con mayor presencia de
generación intermitente y distribuida
2011 a 2030
Desarrollo de mecanismos regulatorios que fomenten la
flexibilización del sistema para permitir una mayor
penetración de generación intermitente de manera
segura
2011 a 2030
Continuar con la implantación de redes de transporte
inteligentes para mejorar la visibilidad de los parámetros
relevantes para la operación de la red y la fiabilidad
En marcha
Evaluar el estado de los sistemas regionales de transporte
y determinar los futuros desarrollos de redes inteligentes
que son precisos para solucionar los problemas
existentes así como el posible retraso de inversiones en
activos de red en el corto y medio plazo
Proceso continuo
de 2011 a 2050
Determinar mecanismos regulatorios para fomentar la
inversión eficiente en redes de distribución inteligentes y
optimizar los beneficios derivados de las mismas
2011 a 2020
Desarrollo y demostración
Estándares
Políticas y
regulación
Generación,
transporte
y distribución
Transversal
Generación
Transporte
–188–
Campo de actuación
Políticas y
regulación
Distribución
Fomentar un
consumo inteligente
Crear consenso en el
desarrollo de las redes
inteligentes
Colaboración internacional
Acciones
Plazos
Promover el uso de la información relativa a los nuevos
esquemas de medición y tarificación en tiempo real para la
planificación, diseño y operación de las redes de distribución,
contando con la participación de los consumidores
Esfuerzos
centrados en
2011-2020,
prolongado hasta
2050
Recopilar información sobre mejores prácticas en proyectos de
medición inteligente y profundizar en el estudio del
comportamiento de los consumidores, empleando los
resultados para mejorar la implantación de nuevos proyectos
piloto
2011 a 2020
Expandir proyectos piloto en gestión automática de cargas,
especialmente en los sectores comercial y residencial
Proceso continuo
de 2011 a 2050
Desarrollo de herramientas y señales de precio que permitan a
los consumidores responder a cambios en las condiciones del
sistema
Proceso continuo
de evolución,
completado en
gran medida para
2030
Desarrollar mecanismos de protección para controlar y regular
la privacidad, propiedad y seguridad de los datos detallados del
comportamiento de los consumidores
2011 a 2020
Implantar sistemas de protección de consumidores vulnerables
que sean menos capaces de beneficiarse de señales de precio
dinámicas y susceptibles de ser remotamente desconectados
2011 a 2015
Aumentar la comprensión del funcionamiento de los sistemas
eléctricos por parte de consumidores y otros agentes
implicados, para aumentar la aceptación de las redes
inteligentes
2011 a 2020
Desarrollar soluciones tecnológicas en paralelo con las
estructuras institucionales dentro del sector eléctrico para
optimizar la operación y los costes
2011 a 2020 (con
evolución continua
hasta 2050)
Extender la colaboración en materia de redes inteligentes,
especialmente en lo relativo a estándares y resultados de
proyectos de demostración concernientes a tecnologías,
políticas, regulación y modelos de negocio
Esfuerzos
concentrados en el
período 20112015. Continuo
hasta 2050
Establecer vínculos con áreas tecnológicas del ámbito eléctrico
que no estén exclusivamente centradas en las redes inteligentes
Desde 2011
Extender esfuerzos a los países en desarrollo para crear hojas
de ruta para las redes inteligentes en estos países, emprendiendo estudios específicos para estos contextos: electrificación
rural, sistemas aislados y sistemas alternativos de facturación
Iniciativas
centradas hacia
2030. Continuo
hasta 2050
Tabla 8.2. Acciones a tomar según la hoja de ruta hacia las redes inteligentes de la AIE.
–189–
portamiento de los consumidores finales. Sin embargo, sí se considera necesario realizar
demostraciones a gran escala que comprendan los diferentes niveles de la cadena de suministro eléctrico con el fin de identificar modelos de negocio, mejores prácticas, costes,
beneficios, etc. Este proceso duraría hasta el año 2020 aproximadamente. Asimismo, sería necesario establecer en el muy corto plazo estándares y protocolos que aseguren la
interoperabilidad y ciberseguridad.
ii) Políticas y regulación: ésta es el área donde claramente se necesitan mayores y más profundos cambios. Por un lado, la regulación del sector eléctrico ha de adaptarse a todos
los niveles para los profundos cambios que marcarán el sector. Especialmente relevantes
son los cambios en los sectores de transporte y distribución, donde el grueso de las acciones deberían completarse antes del año 2020. Igualmente, el sector de la generación
eléctrica requerirá cambios normativos, siendo éstos más progresivos hasta el año 2030.
Por otro lado, la hoja de ruta de la AIE considera la gestión activa de la demanda un
aspecto central de las redes inteligentes. Para su desarrollo, han de identificarse los mecanismos de precio, automatización de cargas e información a los consumidores requeridos para fomentar un consumo inteligente mediante proyectos piloto. Finalmente, se
considera que son necesarias políticas destinadas a promover y difundir la comprensión
de las redes inteligentes para así facilitar su aceptación, particularmente entre los consumidores finales.
iii) Colaboración internacional: la AIE considera necesario fomentar la cooperación internacional para difundir los conocimientos adquiridos en las diferentes experiencias de demostración y el desarrollo de estándares. Ésta sería una acción para llevar a cabo en el corto
plazo. En este sentido, las agencias internacionales que trabajan en las redes inteligentes
jugarían un papel central. Igualmente, se estima oportuno establecer nexos de unión más
estrechos entre el sector eléctrico y otros sectores tecnológicos que pueden aportar soluciones al campo de las redes inteligentes. Por último, la AIE considera que las redes inteligentes pueden reportar beneficios significativos en países en desarrollo cuyos sistemas eléctricos aún no están plenamente extendidos. Por ello, recomienda evaluar qué soluciones serían más apropiadas para estos contextos y elaborar hojas de ruta específicas.
Las dos hojas de ruta presentadas anteriormente han sido realizadas por entidades completamente independientes entre sí. Sin embargo, es posible apreciar coincidencias significativas
entre ambas visiones. Analizando estas similitudes, es posible extraer las siguientes conclusiones:
–190–
a.La implantación de las redes inteligentes es un proceso progresivo que requiere importantes acciones en el corto plazo. El período 2011-2020 es una etapa clave para el desarrollo
de las redes inteligentes.
b.La fijación de estándares y protocolos es necesaria en el muy corto plazo para fomentar
las redes inteligentes y reducir los costes de implantación.
c.Es necesario llevar a cabo proyectos de demostración a gran escala con el fin de identificar
modelos de negocio, mejores prácticas, costes y beneficios.
d.Las barreras más importantes a las que se enfrentan las redes inteligentes no son de tipo
tecnológico, sino regulatorio. Es esencial encontrar diseños regulatorios para asignar eficientemente los costes y beneficios de las redes inteligentes.
e.Lograr la participación de los consumidores finales es una barrera significativa para materializar los beneficios potenciales de las redes inteligentes. Por este motivo son necesarias
políticas destinadas a fomentar un consumo más inteligente.
f. La cooperación entre diferentes agentes a nivel nacional e internacional es muy importante para divulgar el conocimiento obtenido en las experiencias piloto. Esto permitiría acelerar el desarrollo de las redes inteligentes y reducir los costes de implantación.
8.2. L
a necesidad de proyectos de demostración
a gran escala
Las hojas de ruta descritas anteriormente hacen especial énfasis en la necesidad de llevar a
cabo proyectos de demostración a gran escala con el fin de obtener un conocimiento más
profundo sobre las implicaciones de las redes inteligentes. Sin embargo, esto abre importantes cuestiones acerca de qué tipo de proyectos han de llevarse a cabo o cuánta financiación
sería necesaria para lograrlo.
Con el fin de dar respuesta a estos interrogantes, un grupo de operadores de redes de transporte y distribución europeos han definido la iniciativa industrial europea sobre redes eléctricas (EEGI). Esta iniciativa nace dentro del Plan Estratégico Europeo de Tecnología Energética, SET-Plan según las siglas correspondientes en inglés, definido en la Comunicación de
la Comisión Europea COM(2007) 723 final (European Communities, 2007). El objetivo de
–191–
EEGI es acelerar la innovación en aquellos aspectos relacionados con las redes eléctricas
considerados críticos para conseguir los objetivos en materia energética y climática para el
año 2020 y más allá (EEGI, 2010). Para ello propone un programa a nivel europeo con el fin
de reducir los costes de duplicación de esfuerzos, promover la replicabilidad de las experiencias desarrolladas y fomentar la transferencia de los resultados obtenidos y las mejores prácticas.
La hoja de ruta trazada por EEGI marca un programa de investigación y desarrollo de 9 años
para el período 2010-2018 junto con un plan de implantación más detallado para aquellos
proyectos que considera prioritario realizar en el horizonte 2010-2012. Antes de definir estos proyectos, identifica varios niveles funcionales dentro del concepto de redes inteligentes.
Estos niveles se muestran en la figura 8.2. El nivel 0 hace referencia a generación centralizada
conectada a las redes de transporte. El nivel 1 cubre el área de actuación de los gestores de las
redes de transporte, mientras que el nivel 2 hace lo propio para los gestores de las redes de
distribución. Por último, los niveles del 3 al 5 cubren las áreas que requieren la participación
de los distribuidores junto con usuarios de la red (generadores y consumidores) así como
otros agentes liberalizados, como por ejemplo comercializadores, agregadores o empresas
de servicios energéticos.
Una vez identificados los niveles anteriores, se diferencian tres áreas en las que se considera
necesario desarrollar proyectos de investigación y demostración: redes de transporte (nivel 2),
redes de distribución (niveles 2 a 5) y coordinación entre las redes de transporte y distribución.
Se identifican 31 proyectos en total, que se muestran en la tabla 8.3. La realización de estas
actividades de investigación y demostración requerirían, según las estimaciones de EEGI, cerca de 2.000 millones de euros para su puesta en marcha. En torno al 60% de esta cantidad estaría destinada a proyectos relacionados con las redes de distribución, un 28% a las redes de
transporte, y el 12% restante a proyectos para la coordinación entre ambos tipos de redes.
EEGI aclara que estos costes serían los necesarios para desarrollar las actividades de investigación y demostración de los diferentes proyectos propuestos, así como los equipos necesarios, excluyendo los costes de las tecnologías de generación (solar, fotovoltaica), vehículos
eléctricos o electrodomésticos inteligentes. Por lo tanto, estos costes no incluirían el coste de
despliegue de las redes inteligentes en toda Europa, sino tan sólo los de los esfuerzos necesarios en investigación y demostración.
Al igual que en el caso europeo, en los EE.UU. también se ha reconocido la necesidad de
llevar a cabo grandes proyectos de demostración en el campo de las redes inteligentes. De
–192–
Nivel 5: consumidores inteligentes
Consumidores
Redes inteligentes; nivel funcional
Consumidores sensibles y participando activamente
Nivel 4: gestión inteligente de la energía
Gestión de la eficiencia energética, agregación, comercialización
ESCO,
comercializadores,
agregadores
Nivel 3: integración inteligente
Energías renovables, GD, vehículos eléctricos, almacenamiento y agregación
Nivel 2: operación inteligente de la red
Redes de media tension más automatizadas y con capaciadd de autorreparación
Redes de BT monitorizadas y controladas
Monitorización asistida por tecnologías de la información
Red de transporte
Nivel 1: red de transporte paneuropea inteligente
Generación
de electricidad
Nivel 0: nuevas tecnologías de generación
Figura 8.2. Niveles funcionales en las redes inteligentes.
Fuente: EEGI, 2010.
hecho, la Ley de Reinversión y Recuperación de los Estados Unidos (US Congress, 2009)
destina 4.500 millones de dólares para la modernización de la red eléctrica, de los cuales
3.500 millones de dólares estarían destinados a financiar proyectos piloto de redes inteligentes.
Hasta la fecha, 100 proyectos han sido seleccionados para recibir fondos por esta vía. Estos
proyectos están divididos en seis categorías diferentes: infraestructura de medición inteligente, sistemas de automatización y flexibilización del consumo, redes de distribución, redes de
transporte, fabricación de equipos y sistemas integrales o transversales1. La distribución geográfica de los 100 proyectos, diferenciados por áreas temáticas, se muestran en la figura 8.3.
Del listado completo de los proyectos seleccionados2 y su descripción, se pueden apreciar
algunas diferencias significativas respecto al caso europeo. La visión de EEGI hace mucho
más hincapié en la necesidad de integrar grandes volúmenes de energías renovables en la
1. Es posible encontrar más información en la web del Departamento de Energía: http://www.energy.gov/
recovery/smartgrid.htm
2. Disponible en: http://www.energy.gov/recovery/smartgrid_maps/SGIGSelections_Category.pdf
–193–
Área de actuación
Proyectos funcionales
Redes de transporte
T1. Herramientas para la evalución de nuevas arquitecturas de red
19
T2. Herramientas para el análisis de opciones para el desarrollo de la red de
transporte paneuropea
21
T3. Demostración de tecnologías para flexibilizar la red
80
T4. Demostración de tecnologías para nuevas arquitecturas de red
120
T5. Demostración de integración de renovables
130
T6. Herramientas para la observabilidad de la red paneuropea
12
T7. Herramientas para la operación coordinada mediante la evaluación de los
márgenes de estabilidad
24
T8. Herramientas mejoradas de formación para la operación coordinada
25
T9. Herramientas para realizar análisis de fiabilidad de la red paneuropea
14
T10. Herramientas para mercados de reservas en un sistema paneuropeo
18
T11. Herramientas avanzadas para la gestión de restricciones
21
T12. Herramientas para la integración de las renovables en el mercado
14
Coste (M€)
T13. Herramientas para estudiar la integración de la gestión de la demanda en
los mercados eléctricos
T14. Enfoques innovadores para incrementar la aceptación social de la construcción de nuevas líneas aéreas
Redes de distribución
12
50
D1. Gestión activa de la demanda
190
D2. Integración con las casas inteligentes
120
D3. Infraestructura de medida inteligente del consumo
150
D4. Procesado de datos provenientes de los contadores inteligentes
20
D5. Integración de recursos energéticos distribuidos de pequeño tamaño
90
D6. Integración de recursos energéticos distribuidos de mediano tamaño
150
D7. Integración de almacenamiento distribuido
60
D8. Integración de los vehículos eléctricos
100
D9. Monitorización y control de redes de baja tensión
100
D10. Automatización y control de redes de media tensión
90
D11. Nuevos métodos y sistemas de apoyo a la operación
80
D12. Soluciones integrales de comunicaciones
50
Tabla 8.3. Proyectos funcionales necesarios para el desarrollo de las redes inteligentes.
Fuente: EEGI, 2010.
–194–
Área de actuación
Proyectos funcionales
Coordinación entre
redes de transporte y
distribución
TD1. Mayor automatización del sistema eléctrico para su gestión y control
Coste (M€)
TD2. Integración de la gestión de la demanda en la operación de las redes de
transporte
TD3. Servicios complementarios proporcionados por los gestores de las redes
de distribución
45
70
50
TD4. Mejora de los planes de defensa y reposición del servicio
45
TD5. Grupo de trabajo conjunto sobre protocolos y estándares
20
Todos los proyectos seleccionados
Tipo
Proyectos seleccionados
para recibir fondos
Los círculos indican proyectos
de los que se desconoce
la empresa/área concreta
donde se desarrollan
Infraestructura de medición inteligente
Sistemas de automatización y flexibilización del consumo
Redes de distribución
Redes de transporte
Fabricación de equipos
Sistemas integrales o transversales
100 Proyectos
Figura 8.3. Mapa de la distribución geográfica de los proyectos seleccionados para recibir financiación bajo la
Ley de Reinversión y Recuperación de los EE.UU.
Fuente: US DOE.
–195–
operación del sitema y los mercados. Asimismo, la integración de la GD y los vehículos
eléctricos son otros aspectos fundamentales de la visión europea de las redes inteligentes. En
cambio, en la visión norteamericana predominan los proyectos relacionados con la instalación y gestión de las unidades de medida de fasores en las redes de transporte y los proyectos
de instalación de contadores inteligentes, el envío de señales dinámicas de precio y la automatización de las cargas. En cualquier caso, parece que existe cierto consenso acerca de la
necesidad de llevar a cabo grandes proyectos de demostración. Asimismo, las diferentes visiones coinciden en que es preciso comenzar a hacerlo lo antes posible.
8.3. Proyectos de demostración en marcha
Las secciones anteriores de este capítulo se han centrado en dar una visión sobre los pasos
futuros que se han de dar para facilitar y acelerar la llegada de las redes inteligentes. Sin embargo, esto no quiere decir que se parta de cero. A día de hoy existen multitud de proyectos
en marcha relacionados de una u otra forma con la implantación de las redes inteligentes.
Esta sección tratará de dar una visión general de la situación existente a mediados del año
2011 en EE.UU., Europa y España.
8.3.1. Experiencias en EE.UU.
Desde hace varios años, en los EE.UU. se han llevado a cabo numerosas experiencias piloto
por parte de diferentes compañías eléctricas. Asimismo, se han formado grupos de trabajo
compuestos por socios industriales, universidades, empresas eléctricas y organismos oficiales para el estudio de las redes inteligentes (Research Reports International, 2007).
Los diversos grupos de trabajo tienen la misión de hacer de las redes inteligentes una realidad. Para ello están dedicados a desarrollar estándares, soluciones tecnológicas o arquitecturas así como a promover los beneficios de las redes inteligentes y la visión del sistema eléctrico del futuro. En ocasiones, se han llevado a cabo proyectos piloto aplicando los conceptos desarrollados dentro de estas iniciativas. Entre las iniciativas o grupos de trabajo, pueden
destacarse tres de ellos. Éstos son los consorcios CERTS, GridWise e Intelligrid:
–196–
• CERTS: el consorcio CERTS es una iniciativa liderada por el Laboratorio Nacional de
Berkeley centrada en desarrollar soluciones tecnológicas con énfasis en la fiabilidad y seguridad del sistema y la integración de los recursos energéticos distribuidos. Como resultado del trabajo llevado a cabo, se han desarrollado diversas herramientas de simulación y
operación de red, como por ejemplo para gestionar la información de unidades de medida
de fasores. Asimismo, se han llevado a cabo proyectos piloto para probar conceptos como
la provisión de reserva rodante por parte de los consumidores o la operación de microrredes. Estos y otros resultados pueden consultarse en la página web de la iniciativa3.
• GridWise: GridWise es más un concepto o una visión común empleada en el contexto de
la industria energética para referirse a las redes eléctricas del futuro. Este programa está
apadrinado por el Departamento de la Energía (DOE) y el Laboratorio Nacional Pacific
Northwest (PNNL). Amparados en esta visión, han surgido la Alianza GridWise4 y el
Consejo de Arquitectura GridWise5. Ambos cuentan con la participación de socios industriales, empresas eléctricas, firmas de consultoría, universidades, etc. Su misión es clarificar conceptos relacionados con las redes eléctricas del futuro, la divulgación de los mismos y el desarrollo de estándares interoperables. Igualmente, bajo la visión GridWise, el
PNNL6 ha desarrollado actividades de investigación y proyectos de demostración. Estos
últimos son los proyectos de la Península Olímpica y Grid Friendly Appliance, ambos
relacionados con la gestión activa de la demanda.
• Intelligrid7: bajo esta iniciativa del EPRI, se trata de encontrar soluciones tecnológicas que
permitan integrar los sistemas eléctricos con las tecnologías de la comunicación y el control por ordenador. Por lo tanto, los esfuerzos de Intelligrid se han enfocado al desarrollo
de estándares abiertos que permitan integrar las TIC en las redes eléctricas asegurando la
interoperabilidad entre los diferentes equipos y sistemas. Los resultados de este consorcio
conforman lo que se ha denominado «Arquitectura Intelligrid».
El EPRI ha seleccionado 11 emplazamientos donde llevar a cabo proyectos piloto para demostrar la «Arquitectura Intelligrid» con diferentes propósitos, todos ellos relacionados con
la integración de recursos energéticos distribuidos (Tabla 8.4). Dos de estos emplazamientos
3. http://certs.lbl.gov/certs.html.
4. http://www.gridwise.org/.
5. http://www.gridwiseac.org/about/mission.aspx.
6. http://gridwise.pnnl.gov/.
7. http://intelligrid.epri.com/.
–197–
Emplazamiento
Con
Duke
Exe- Firts KCP
SoutAEP Edison Energy EDF ESB lon Energy AL PNM SCE hern
Tecnologías y aplicaciones
Recursos energéticos
distribuidos
Gestión activa de la demanda
Vehículo eléctrico
Almacenamiento térmico
Almacenamiento eléctrico ≤100 kWh
Almacenamiento eléctrico >100 kWh
Solar fotovoltaica
Generación eólica
Gestión de tensiones/reactiva
Comunicaciones y
estándares
Control de cargas (SEP, BACnet,
Wifi, etc.)
Transporte y distribución (IEC 61850,
60870, DNP3, etc.)
Operaciones (IEC 61968/61970,
OpenADR, etc.)
Ciberseguridad
Infraestructura avanzada de medida,
lectura remota de contadores
Radiofrecuencia
Internet pública o privada
Tecnología móvil (GPRS, 3G, 4G, etc.)
WiMAX (IEEE 802.16)
Programas
Basado en precios dinámicos (períodos
críticos, tiempo real, etc.)
Basado en incentivos específicos
(interrumpibilidad, control directo,
etc.)
Planificación y
operación
Integración en la operación del sistema
Integración en la planificación de red
Herramientas de simulación y
modelado
Tabla 8.4. Contenidos de los proyectos de demostración del EPRI.
Fuente: EPRI, 2010.
–198–
están en Europa, mientras que los nueve restantes se llevarían a cabo dentro de los EE.UU.
En (EPRI, 2010) y en la web del EPRI8 puede encontrarse más información.
El DOE ha lanzado otro programa similar denominado Integración de Sistemas Renovables
y Distribuidos (RDSI según las siglas en inglés) cuya finalidad es facilitar la integración de
fuentes de energía renovable y distribuida que permitan reducir el grado de carga de las líneas eléctricas. Han sido seleccionados nueve proyectos de demostración que se llevarán a
cabo en diferentes puntos de los EE.UU. Cada uno de estos proyectos probará una o varias
tecnologías para la integración de la generación renovable y distribuida en diferentes niveles
del sistema eléctrico: red de transporte, red de distribución, consumidores domésticos o industriales, microrredes, etc. La figura 8.4 proporciona más información sobre estos proyectos9.
Finalmente, multitud de compañías eléctricas en los EE.UU. están llevando a cabo sus
propios proyectos piloto. Entre estas compañías es posible mencionar a Bonneville Power
Administration, CentrePoint Energy, Oncor, Pacific Gas and Electric, San Diego Gas &
Electric o Southern California Edison. Cabe esperar que estos esfuerzos aumenten considerablemente gracias al estímulo que supuso la Ley de Reinversión y Recuperación, tal y como
se detalló en la sección anterior.
8.3.2. Experiencias en Europa
De manera similar a los grupos de trabajo mencionados para el caso estadounidense, en la
Unión Europea ha surgido una iniciativa destinada a promover la innovación en el ámbito
de las redes inteligentes. Ésta es la Plataforma Tecnológica Europea de Redes Inteligentes10,
que agrupa a representantes de los diferentes sectores implicados: gestores de redes eléctricas, fabricantes de equipos, empresas del sector de las TIC, reguladores, generadores, consumidores, organismos de investigación, etc. Los resultados del trabajo de esta plataforma se
han plasmado en tres documentos, que proporcionan una visión del futuro sistema eléctrico
8. http://www.smartgrid.epri.com/Demo.aspx.
9. http://www.oe.energy.gov/DocumentsandMedia/RDSI_fact_sheet-090209.pdf; http://www.smartgrid.epri.
com/DemoProjects.aspx.
10. http://www.smartgrids.eu/.
–199–
ChevronEnergy
EnergySolutions:
Solutions:
Chevron
Qué:Demostración
Demostraciónde
deuna
una
Qué:
microrredCERTS.
CERTS.
microrred
Dónde:Cárcel
Cárcelde
deSanta
SantaRita,
Rita,
Dónde:
Condadode
deAlameda,
Alameda,
Condado
California.
California.
Tecnologías:Microrred,
Microrred,
Tecnologías:
bateríasde
degran
grantamaño,
tamaño,
baterías
solarfotovoltaica,
fotovoltaica,pila
pila
solar
decombustible,
combustible,turbinas
turbinas
de
eólicas.
eólicas.
ATK
ATK Space
Space Systems:
Systems:
Qué:
Qué: Suministro
Suministro eléctrico
eléctrico
aa una
una empresa
empresa de
de defensa
defensa
con
con energías
energías renovables.
renovables.
Dónde:
Dónde: Promontory,
Promontory, Utah.
Utah.
Tecnologías:
Tecnologías: Turbinas
Turbinas
hidráulicas,
hidráulicas, almacenamiento
almacenamiento
de
de aire
aire comprimido,
comprimido, solar
solar
térmica,
térmica, turbinas
turbinas eólicas,
eólicas,
sistema
sistema de
de recuperación
recuperación
de
de calores
calores residuales.
residuales.
SDG&E:
SDG&E:
Qué:Microrred
MicrorredBeach
Beach
Qué:
Cities.
Cities.
Dónde:San
SanDiego,
Diego,
Dónde:
California.
California.
Tecnologías:Gestión
Gestiónactiva
activa
Tecnologías:
delalademanda,
demanda,
de
almacenamiento,sistema
sistema
almacenamiento,
gestiónde
deinterrupciones,
interrupciones,
gestión
controlautomático
automáticode
delala
control
redde
dedistribución,
distribución,
red
infraestructurade
de
infraestructura
mediciónavanzada.
avanzada.
medición
UniversityofofHawaii:
Hawaii:
University
Qué:Eliminación
Eliminaciónde
de
Qué:
congestionesen
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red
congestiones
detransporte.
transporte.
de
Dónde:Maui,
Maui,Hawaii.
Hawaii.
Dónde:
Tecnologías:Sistema
Sistemade
de
Tecnologías:
gestiónde
delalaintermitencia,
intermitencia,
gestión
gestiónactiva
activade
delala
gestión
demanda,turbinas
turbinaseólicas,
eólicas,
demanda,
modeladoyysimulaciones
simulaciones
modelado
dinámicas.
dinámicas.
Universityof
ofNevada,
Nevada,
University
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Qué:Casas
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“híbridas”––
Qué:
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reducción
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hogar.
consumo
Dónde:Las
LasVegas,
Vegas,Nevada.
Nevada.
Dónde:
Tecnologías:Fotovoltaica,
Fotovoltaica,
Tecnologías:
contadoresinteligentes,
inteligentes,
contadores
energybox,
box,automatización
automatización
energy
decargas,
cargas,almacenamiento.
almacenamiento.
de
City
CityofofFort
FortCollins:
Collins:
Qué:
Qué:Diversos
Diversosrecursos
recursos
distribuidos.
distribuidos.
Dónde:
Dónde:Fort
FortCollins,
Collins,
Colorado.
Colorado.
Tecnologías:
Tecnologías:Fotovoltaica,
Fotovoltaica,
cogeneración,
cogeneración,
almacenamiento
almacenamientotérmico,
térmico,
pila
piladedecombustible,
combustible,
microturbinas,
microturbinas,vehículos
vehículos
eléctricos
eléctricoshíbridos
híbridos
enchufables,
enchufables,gestión
gestiónactiva
activa
dedelalademanda.
demanda.
Illinois
Institute
Illinois
Institute
of of
Technology:
Technology:
Qué:
Prototipo
dede
fuente
Qué:
Prototipo
fuente
de de
energía
sinsin
fallos
energía
fallos
“Never-Failing
Perfect
“Never-Failing
Perfect
Power”.
Power”.
Dónde:
Illinois
Institute
Dónde:
Illinois
Institute
of of
Technology,
Chicago,
Technology,
Chicago,
Illinois.
Illinois.
Tecnologías:
Contadores
Tecnologías:
Contadores
inteligentes,
controlador
inteligentes,
controlador
de de
fuente
dede
suministro
fuente
suministro
sinsin
fallos,
generadores
fallos,
generadores
de de
gas,
controlador
dede
gas,
controlador
respuesta
dede
la demanda,
respuesta
la demanda,
sistema
dede
alimentación
sistema
alimentación
ininterrumpida,
ininterrumpida,
almacenamiento.
almacenamiento.
Consolidated
Edison:
Consolidated
Edison:
Qué:
Interoperabilidad
dede
Qué:
Interoperabilidad
recursos
de
gestión
activa
Allegheny
power:
recursos de gestión
activa
Allegheny power:
dede
la la
demanda.
Qué:
demanda.
Qué: Reconfiguración
Reconfiguración
Dónde:
New
York
City,
dinámica
Dónde:
New
York
City,
dinámica de
de la
la red
red ––
New
York.
“West
Virginia
Super
New York.
“West Virginia Super Circuit”. Tecnologías:
Gestión
activa
Circuit”.
Dónde:
Tecnologías: Gestión
activa
Dónde: Morgantown, West
dede
la la
demanda,
vehículos
Morgantown,
West Virginia.
demanda,
vehículos
Virginia.
eléctricos
híbridos
Tecnologías:
Motores
de
eléctricos híbridos
Tecnologías: Motores de
enchufables,
pila
dede
combustión
enchufables,
pila
combustión con
con biodiésel,
biodiésel,
combustible,
motores
dede
microturbina,
fotovoltaica,
combustible,
motores
microturbina, fotovoltaica,
combustión,
funcionamiento
almacenamiento,
combustión,
funcionamiento
almacenamiento,
enen
isla
controlado,
comunicaciones
isla
controlado,
comunicaciones
reconfiguración
dinámica
inalámbricas
reconfiguración
dinámica
inalámbricas avanzadas,
avanzadas,
dede
la la
red,
detección
yy
reconfiguración
dinámica
red,
detección
reconfiguración dinámica
aislamiento
de
faltas.
de
la
red.
aislamiento de faltas.
de la red.
Figura 8.4. Proyectos incluidos en el programa RDSI.
Fuente: DOE.
europeo, identifican las áreas en las que es preciso concentrar los esfuerzos de investigación
y, finalmente, analizan cómo ha de realizarse la implantación progresiva de las redes inteligentes en Europa.
Dentro de la Unión Europea existen numerosos proyectos de demostración en marcha o
próximos a comenzar. Estos proyectos están financiados por instituciones europeas o por
–200–
FI
Inversión en proyectos M€
Otros
Almacenamiento
Automatización de la red de transporte
Automatización del hogar
Automatización de las redes de distribución SE
IT
Sistemas integrales
Contadores inteligentes
DK
DE
UK
NO
220,51EE
0,23
LV
2,55
LT
1,85
113,2
NL 12,75
IE
FR
16,7
139,62
AT
BE
171,4
228,68
CH
ES
PL
29,06
CZ
113,9
59,65
Inversiones/categoría
Total 3.939 millones
de euros
6,96
SI SK
29,06 5,99
HU
7,39 RO
128,3
41,15
1,64
BG
195,2
0,70
PT
MT
18,81
157,98
GR
9,3
2153,17
CY
2,74
86,8
Figura 8.5. Proyectos de implantación de redes inteligentes en la UE.
Fuente: Giordano et al., 2011.
los propios Estados miembros bajo diferentes mecanismos. Según la revisión hecha por el
Instituto de la Energía del Centro de Investigación Conjunta de la Comisión Europea, a finales de 2010 había unos 300 proyectos relacionados con la implantación de redes inteligentes dentro de la UE, que suponen una inversión total de cerca de 4.000 millones de euros
(Giordano et al., 2011). La figura 8.5 muestra los resultados parciales de esta revisión, donde
se detallan los proyectos desarrollados y la inversión involucrada clasificados por países y
áreas tecnológicas.
–201–
La vía de financiación fundamental para proyectos de demostración a nivel europeo es el
Séptimo Programa Marco11. Este programa destina un total de 2.350 millones de euros para
investigación en el área de energía. Esta financiación se destina a proyectos en una serie de
líneas prioritarias, entre las que se encuentran las redes energéticas inteligentes. Asimismo,
dentro de la línea de redes inteligentes, se identifican otros tres temas de investigación: redes
de distribución activas, red de transporte paneuropea y tecnologías y materias transversales.
Nótese que esta clasificación concuerda con las áreas de actuación consideradas por la iniciativa EEGI descrita anteriormente. No obstante, en otras áreas temáticas del Séptimo
Programa Marco también es posible encontrar proyectos relacionados con las redes inteligentes, como por ejemplo las relacionadas con las TIC, la eficiencia energética o el transporte sostenible.
A modo de ejemplo, se describirán brevemente algunos de los proyectos de demostración de
mayor envergadura financiados bajo el Séptimo Programa Marco:
• ADDRESS12: este proyecto se centra en la gestión activa de la demanda doméstica mediante el envío de señales dinámicas de precio y volumen junto con la automatización de las
cargas. El proyecto ADDRESS cuenta con 25 socios de 9 países europeos. Los conceptos
y tecnologías desarrollados se probarán en tres pilotos llevados a cabo en España, Francia
e Italia durante la segunda mitad del año 2011.
• TWENTIES13: el objetivo de este proyecto es estudiar soluciones tecnológicas para flexibilizar la red de transporte europea con el fin de permitir la integración de grandes niveles
de generación eólica de una manera fiable y segura. Estas soluciones comprenden el empleo de FACTS, el cálculo dinámico de límites térmicos de líneas, las plantas virtuales,
control de potencia reactiva/activa mediante generadores eólicos, etc. Para ello se implementarán 6 demostraciones en los siguientes países: España (2), Dinamarca (2), Francia y
Bélgica. En este proyecto participan 26 socios de 11 países diferentes.
• GRID4EU: el objetivo de GRID4EU es demostrar que la instalación a gran escala de
nuevas tecnologías para las redes de distribución inteligentes, incluyendo la infraestructura de medida avanzada, permite integrar la GD y la gestión activa de la demanda de una
manera eficiente que proporcione beneficios tanto para el operador de la red de distribu11. http://cordis.europa.eu/fp7/energy/home_en.html
12. http://www.addressfp7.org/
13. http://www.twenties-project.eu/node/1
–202–
ción como para los usuarios de estas redes. Para ello se desarrollarán siete demostraciones
con diferentes enfoques en Alemania (2), España, Italia, Suecia y Finlandia (1 demo se
llevará a cabo en redes de ambos países), República Checa y Francia. En el proyecto participan 38 socios de 12 países diferentes.
• HiPerDNO14: este proyecto se centra en el desarrollo de nuevas herramientas de software
y comunicaciones necesarias para los operadores de la red de distribución en el ámbito de
las redes inteligentes. Estas herramientas serán utilizadas para la detección de faltas y reposición del servicio, la estimación de estado o el mantenimiento predictivo de activos.
Las herramientas desarrolladas se probarán en ensayos off-line realizados en España, Eslovenia y Reino Unido.
• EcoGrid EU: el proyecto EcoGrid pretende demostrar la viabilidad de un sistema eléctrico con un nivel de penetración de energías renovables de más del 50% mediante la participación activa en los mercados eléctricos en tiempo real de los recursos energéticos distribuidos y los consumidores. La demostración se llevará a cabo en Bornholm, una isla
danesa situada en el mar báltico. En este proyecto participarán 15 socios de 10 países europeos.
8.3.3. Experiencias en España
Existe bastante actividad de investigación y demostración en materia de redes inteligentes en
nuestro país. En primer lugar, al igual que en los casos estadounidense y europeo, en España
se ha constituido una plataforma que reúne a todos los agentes involucrados en el desarrollo
de las redes inteligentes. Ésta es la Plataforma Española de Redes Eléctricas-Futured15. Fruto
de los trabajos de este grupo, se han publicado documentos que proporcionan una visión del
futuro de las redes inteligentes en España así como una agenda de investigación.
En lo concerniente a proyectos de investigación, el Programa CENIT (Consorcios Estratégicos Nacionales de Investigación Tecnológica) supuso un impulso importante. El objetivo
de este programa es estimular la cooperación en investigación entre centros de investigación
14. http://www.hiperdno.eu/
15. http://www.futured.es/
–203–
y empresas en áreas tecnológicas. Entre los proyectos financiados bajo este programa que
abordan algún aspecto relacionado con las redes inteligentes, pueden mencionarse el proyecto GAD16 (Gestión Activa de la demanda), DENISE17 (Distribución Energética Inteligente,
Segura y Eficiente), VERDE18 (sobre el Vehículo Eléctrico) o ENERGOS19 (Tecnologías
para la gestión automatizada e inteligente de las redes de distribución energética del futuro).
Por otro lado, el Ministerio de Ciencia e Innovación abrió una convocatoria para financiar los
denominados Proyectos Singulares y Estratégicos, cuyo objetivo es favorecer la cooperación
estable entre las empresas y los organismos de investigación para llevar a cabo grandes proyectos que aumenten las capacidades de los grupos de investigación nacionales y así facilitar su acceso a los programas internacionales de investigación. Bajo esta convocatoria se han financiado
proyectos como el REDES-2025, destinado a diseñar, especificar y desarrollar soluciones tecnológicas para materializar la visión de las redes inteligentes de Futured; o el proyecto CITYELEC, centrado en la integración del vehículo eléctrico en el entorno urbano. Ambos proyectos
contemplan el desarrollo de demostraciones en campo que aún no se han llevado a cabo.
El propio Ministerio de Ciencia e Innovación creo posteriormente el programa INNPACTO
destinado a fomentar la cooperación entre empresas y organismos de investigación en, entre
otras, el área de energía. Este programa va a financiar un nuevo proyecto de demostración de
redes inteligentes en España llamado PRICE (Proyecto Conjunto de Redes Inteligentes en el
Corredor del Henares). Esta es una iniciativa conjunta de Gas Natural Fenosa e Iberdrola que
cuenta con otros 22 socios tecnológicos, industriales, centros de investigación, universidades y
REE, para el desarrollo e implantación de una red inteligente en una zona de distribución operada de manera compartida por ambas compañías; la región del Henares.
El objetivo principal de este proyecto es desarrollar soluciones estándar, abiertas e interoperables, que faciliten la integración de grandes volúmenes de generación distribuida y la introducción del vehículo eléctrico. El proyecto PRICE está organizado en cuatro subproyectos:
supervisión y automatización de red, gestión energética, generación distribuida y gestión de
la demanda. La demostración contará con la instalación de numerosos equipos (puntos de
recarga, FACTS, concentradores de medida, etc.) así como con el desarrollo de diversos
sistemas para gestionar la red inteligente.
16. http://www.proyectogad.es/
17. http://www.cenit-denise.org/
18. http://www.cenitverde.es/
19. http://innovationenergy.org/energos/
–204–
Además de los programas mencionados anteriormente, existen diversas actividades de demostración planificadas o en marcha. No sólo algunos proyectos europeos incluyen pilotos
realizados en España, como ADDRESS, TWENTIES, GRID4EU o HiPer DNO; , sino que
también existen algunas iniciativas por parte de las compañías de distribución, fundamentalmente para explotar más eficientemente la obligada sustitución de contadores. A continuación se describirán algunas de ellas.
Gas Natural Fenosa ha lanzado el Proyecto SCALA, acrónimo de Smart Cities Alcalá Aranjuez, bajo el cual se instalarán redes inteligentes en ambos municipios de la Comunidad de
Madrid. La figura 8.6 muestra la localización del emplazamiento del proyecto e información
sobre ambos municipios. El objetivo de este proyecto es contribuir a los objetivos de la política energética europea a través de las siguientes acciones: integración eficiente de generación distribuida y renovable, reducción de pérdidas, sensibilización de los consumidores
para fomentar unos hábitos de consumo responsable y explotación de las capacidades de los
contadores inteligentes y la telegestión.
Para ello, se han sustituido más de 80.000 contadores eléctricos electromecánicos por nuevos
contadores inteligentes y se han adaptado y modernizado 424 centros de transformación.
Asimismo, se instalará una red de recarga de vehículos eléctricos y se desplegará una única
infraestructura de comunicación y gestión. La figura 8.7 proporciona algunos detalles relativos a la implantación del proyecto SCALA.
Iberdrola está implantando redes inteligentes en dos provincias españolas20. Dentro del
Proyecto STAR (Sistemas para la Telegestión y Automatización de la Red) se están instalando más de 100.000 contadores inteligentes y estan instalando 512 centros de transformación para permitir la telegestión en la localidad de Castellón. La colaboración entre Iberdrola y el Gobierno Vasco, a través del Ente Vasco de la Energía, ha supuesto el
despegue de la implantación, de una red inteligente en las localidades de Bilbao y Portugalete, Vizcaya. En este segundo proyecto se prevé la instalación de más de 200.000
contadores inteligentes y 1.100 centros de transformación inteligentes. El objetivo de
este proyecto es permitir la integración de recursos energéticos distribuidos y la operación inteligente de la red en un entorno urbano, así como una mayor automatización de
una red aérea rural.
20. https://www.iberdrola.es/webibd/corporativa/iberdrola?IDPAG=ESWEBREDDISREDINT
–205–
Figura 8.6. Localización e información adicional sobre el proyecto SCALA de Gas Natural Fenosa.
Fuente: Proyecto SCALA.
Despacho de media
Comunicación
bidireccional
Centro de operaciones
de red
Supervisión
infraestructura
Red privada de Gas Natural Fenosa
Red pública de comunicaciones (GPRS)
IEC-60870-102
IEC-60870-104
Web Service
Gestor centros
transformación
Supervisión
media tensión
–40%CTs
Telegestión
100% CTs
Telemando
–25% CTs
Visor
Microgeneración
Fotovoltaico
Recarga
vehículos
Control
cargas
Alcalá de Henares
Aranjuez
Figua 8.7. Detalles de implantación del proyecto SCALA.
Fuente: Proyecto SCALA.
–206–
Almacenamiento energético inteligente
Gestión inteligente de la energía
8-15% reducción de emisiones
Edificios inteligentes
Generación de energía inteligente
Movilidad inteligente
Consumidores inteligentes e informados
Figua 8.8. La red inteligente según el proyecto SmartCity.
Fuente: Proyecto SmartCity.
Endesa lidera el proyecto SmartCity desarrollado en la ciudad de Málaga21, cofinanciado por
fondos europeos FEDER. Este proyecto pretende conseguir una integración eficiente de
energías renovables acercando la generación al consumo, incluyendo la gestión de almacenamiento distribuido, y potenciar la adopción del vehículo eléctrico implantando la infraestructura necesaria para su recarga. Para ello, la red inteligente actuará como elemento central
tal y como se muestra en la figura 8.8. Esta red inteligente abarca unos 12.000 clientes y 59
centros de transformación.
Referencias
EGI. (2010). «Roadmap 2010-2018 and detailed implementation plan 2010-2012». European
Electricity Grid Initiative.
21. http://www.smartcitymalaga.es/
–207–
ERGEG. (2010). «Position paper on smart grids. An ERGEG conclusions paper».
ERI. (2010). «EPRI Smart Grid Initiative. Two year up date». Electric Power Research Institute.
Eurelectic. (2011). «10 steps to smart grids: Eurelectric DSOs’ ten-year roadmap for smart
grid deployment in the EU». April.
European Communities (2007). Communication from the Commission to the Council, the
European Parliament, the European Economic and Social Committee and the Committee
of the Regions: COM (2007) 723 final. «A European Strategic Energy Technology Plan
(SET-Plan)».
Giordano, V., Gangale, F., Fulli, G. y Sánchez-Jiménez, M. Á. (2011). «Smart Grid projects
in Europe: lessons learned and current developments». Joint Research Centre (JRC),
Institue for Energy (IE).
International Energy Agency (IEA) (2011). «Technology roadmap smart grids».
Research Reports International. (2007). «Understanding the Smart Grid, 1st Edition». August 2007.
US Congress. (2009). «American Recovery and Reinvestment Act of 2009». Washington,
January 6th.
–208–
Glosario
•Agregación: acción de integrar y gestionar coordinadamente un conjunto de recursos
energéticos distribuidos para su participación en los mercados de electricidad o para
proveer servicios a los operadores de las redes eléctricas.
•Agregador: agente encargado de desarrollar la tarea de agregación.
•AMI (Advanced Metering Infrastructure o Infraestructura de Medida Avanzada):
sistema de medida que permite una comunicación bidireccional entre el agente encargado del contador de medida eléctrica (compañía distribuidora, comercializadora …)
y consumidores. Este sistema permite implantar acciones como el deslastre de cargas
controlado para el funcionamiento en isla controlado o la eliminación de sobrecargas en
la red eléctrica.
•AMM (Advanced Metering Management o Gestión Avanzada de la Medida): sistema
de medición que permite incorporar la información proveniente de los contadores en
aplicaciones de planificación y operación de la red. Esto permitiría, por ejemplo, localizar las faltas en elementos de la red de distribución más rápidamente o reponer el servicio
de una manera más eficiente.
•AMR (Automatic Meter Reading o Lectura Automática del Contador): lectura automática del contador de manera remota que permite reducir el coste y tiempo necesario
para hacer la lectura así como aumentar la frecuencia con que dicha lectura se realiza.
•Autodiagnóstico: capacidad de algunos sistemas, como por ejemplo una subestación
eléctrica, para detectar automáticamente fallos en sus componentes mediante el análisis
de la información disponible localmente. Esta función se integra en los sistemas de control distribuido para aumentar la fiabilidad y robustez de los sistemas frente a fallos.
•Contador inteligente: contador eléctrico que permite medir la energía eléctrica consumida con una elevada discriminación temporal, típicamente horaria o cuarto-horaria.
Estos contadores pueden asimismo incorporar otras funcionalidades como la medición
de energía reactiva, parámetros relacionados con la calidad del suministro o control de
–209–
la potencia máxima demandada. A diferencia de los contadores electromecánicos convencionales, los contadores inteligentes disponen de las comunicaciones necesarias para
permitir su lectura remota, el control remoto de la máxima potencia consumida o recibir
otro tipo de mensajes.
•Control distribuido: sistema de control caracterizado por el hecho de que la inteligencia
encargada de leer, procesar y analizar la información recogida de los equipos de medida
así como enviar órdenes a los actuadores se encuentra repartida en el espacio. Este funcionamiento permite al sistema de control manejar grandes volúmenes de información
de una manera más rápida y eficiente.
•CPP (Critical Peak Pricing o tarificación en períodos de punta críticos): sistema tarifario que consiste en que el precio de la electricidad aumenta notablemente de manera
transitoria ante una situación crítica para el sistema (por ejemplo ante una congestión
en la red). Para lograr la respuesta de los consumidores, éstos reciben un preaviso cierto
tiempo antes del incremento del precio.
•CPR (Critical Peak Rebate o reembolso en períodos de punta críticos): variante del
sistema CPP consistente en devolver a los clientes parte de su factura de electricidad en
caso de que su consumo en los períodos críticos sea menor que el de un perfil tomado
como referencia.
•DMS (Distribution Management System o Sistema de Gestión de la Distribución):
es un sistema informatizado para la gestión técnica de las redes de distribución eléctrica.
Este sistema permite conocer en tiempo real el estado de la red eléctrica a través del SCADA o mediante un sistema de estimación. También dispone de herramientas para simular
el comportamiento de la red, que son fundamentales para la planificación de la red.
•Domótica: es el conjunto de tecnologías destinadas a la automatización de edificios (viviendas, hoteles, oficinas, etc.). Los servicios que aporta la domótica son la eficiencia
energética, seguridad, confort y comunicaciones. Un sistema domótico adquiere datos
de un conjunto de sensores (ej. un termostato, sensor de iluminación) y en función de los
parámetros de control definidos manda las señales necesarias a los diferentes actuadores
(ej. accionar el sistema de refrigeración o subir las persianas).
•Energy box (Caja de energía): dispositivo electrónico que sirve de interfaz entre los
equipos inteligentes existentes en el hogar y el suministrador o agregador correspondiente. Este dispositivo recibe las señales de precio o volumen de energía del comercia–210–
Glosario
lizador/agregador y optimiza los consumos del hogar de acuerdo a las preferencias y
restricciones de confort de los consumidores.
•FACTS (Flexible Alternating Current Transmission System o equipo flexible de corriente alterna): incluye un conjunto de equipos, basados en electrónica de potencia,
que permiten mejorar la seguridad, capacidad y flexibilidad de la operación de los sistemas de energía eléctrica (por ejemplo tienen la capacidad de redireccionar los flujos de
potencia por las líneas).
•Generación distribuida (GD): son todas aquellas instalaciones de producción de energía
eléctrica conectadas a la red de distribución de manera directa o a través del contador de
un consumidor de electricidad.
•Generación intermitente: grupos de producción de energía eléctrica cuya capacidad
para regular la energía eléctrica inyectada en la red es significativamente limitada por la
disponibilidad del recurso primario. Dentro de esta categoría pueden encontrarse tecnologías como la eólica o la solar.
•Gestión activa de la demanda: este término engloba todas aquellas acciones destinadas
a modificar los perfiles de demanda eléctrica mediante señales económicas y/o limitaciones en el consumo con el fin de obtener algún beneficio técnico y/o económico. Estas
acciones pueden ser básicamente de dos tipos: la reducción de las puntas de consumo, y
el desplazamiento de algunos consumos de un período de tiempo a otro.
•Gestor de la red de distribución (distribuidor): empresa responsable de la planificación, el
desarrollo, la explotación y el mantenimiento de la red de distribución eléctrica, y de garantizar que su red tenga capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad, manteniendo unas condiciones adecuadas de seguridad y calidad.
•Microrred (Microgrid): sección de la red de distribución eléctrica o red perteneciente
a un consumidor que cuenta con cargas controlables y otros recursos energéticos distribuidos conectados a ella y que tiene la capacidad para operar de manera controlada
y coordinada, pudiendo funcionar tanto conectada a la red principal o desconectada, de
forma autónoma o en isla.
•OMS (Outage Management System o Sistema de Gestión de las interrupciones): es
un sistema informatizado de ayuda a la operación de las redes eléctricas. Este sistema
incluye las funciones de gestión de llamadas para avisar de falta de suministro eléctrico,
–211–
análisis de las interrupciones en el sistema eléctrico y predicción de las mismas, gestión
de las brigadas de reparación, y análisis de la fiabilidad de la red. Este sistema está integrado en el SCADA y DMS de las empresas de distribución eléctrica.
•Operación en isla: modo de funcionamiento de una parte de la red de distribución eléctrica según el cual ésta continúa suministrando energía eléctrica a las cargas conectadas a
ella tras producirse una desconexión de la red principal, gracias a la aportación de los recursos energéticos distribuidos. Esta operación en isla puede darse de manera controlada
para evitar interrupciones de suministro o de manera no controlada, debido a un fallo en
la desconexión de generadores distribuidos.
•Planta virtual (Virtual Power Plant, VPP): grupo de recursos energéticos distribuidos
que generalmente incluyen varias tecnologías de generación, consumo y almacenamiento
que se complementen entre sí, los cuales son operados conjuntamente mediante la agregación para su participación como una entidad única en los mercados eléctricos.
•Punto de recarga: toda instalación diseñada para permitir la recarga de las baterías de los
vehículos eléctricos enchufables.
•Recursos energéticos distribuidos: este término engloba a todos aquellos elementos
conectados a la red de distribución de electricidad con capacidad de modular su perfil de
generación o consumo: generación distribuida, almacenamiento distribuido, consumidores activos y vehículos eléctricos.
•Red inteligente: red eléctrica, tanto de transporte como de distribución, que permite
integrar la participación activa de todos los agentes conectados a ella – generadores, consumidores, y de aquellos que realizan ambas funciones – de tal forma que se consiga un
suministro sostenible, eficiente y seguro.
•RTP (real-Time Pricing o tarificación en tiempo real): sistema tarifario según el cual
los consumidores pagan la energía eléctrica de acuerdo al precio resultante en el mercado
eléctrico mayorista, que varía típicamente cada hora.
•SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition o Control de Supervisión y
adquisición de datos): es el sistema central que monitoriza y controla un conjunto de
equipos (por ejemplo las máquinas térmicas y eléctricas de una fábrica o las subestaciones y centros de transformación de una red de distribución de electricidad). Este
sistema está típicamente distribuido, siendo el control local de cada equipo responsabi–212–
Glosario
lidad de una Unidad Terminal Remota (RTU) o un Controlador Lógico Programable
(PLC).
•Sistema de información de clientes (CIS): función integrada en un centro de control de
red encargada de recopilar, almacenar y gestionar los datos de los consumidores: nombre
de titular, número de punto de suministro, registro de interrupciones, potencia contratada, etc.
•Sistema de información de red (NIS): función integrada en un centro de control de red
encargada de recopilar, almacenar y gestionar la información relativa a los componentes
de la red y sus atributos: código de elemento, tipo, nivel de tensión, conectividad, impedancias, etc.
•Sistema de información geográfica (GIS): función integrada en un centro de control de
red encargada de recopilar, almacenar y gestionar toda la información referenciada geográficamente relativa a los consumidores y los elementos de la red. El GIS generalmente
se emplea junto con otros sistemas como el NIS o el CIS para visualizar información
relevante o elaborar tareas de planificación u operación.
•Tarifas con discriminación temporal (TOU pricing, Time of Use princig): sistema tarifario según el cual el precio de la energía eléctrica varía en función del momento del día
en que se utilice según un esquema predefinido.
•Vehículo eléctrico: todo vehículo que utilice para su propulsión un motor eléctrico, y se
pueden clasificar en tres categorías: puramente eléctricos, híbridos enchufables e híbridos no enchufables. El vehículo puramente eléctrico se mueve gracias a un motor eléctrico, mientras que en los vehículos híbridos la propulsión combina un motor eléctrico y
un motor de combustión interna. Tanto el vehículo puramente eléctrico como el híbrido
enchufable recargan las baterías conectando el vehículo a la red eléctrica, mientras que el
no enchufable recarga sus baterías a través del motor de combustión interna. Los vehículos eléctricos comerciales en la actualidad son típicamente híbridos no enchufables (ej.
Toyota Prius), aunque también existen aplicaciones de vehículos puramente eléctricos
(ej. las carretillas elevadoras industriales).
–213–

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