Las energías renovables (III).

En dos artículos anteriores se planteó la inviabilidad a medio/largo plazo del modelo energético actual basado en las energías fósiles, que debe evolucionar gradualmente hasta un modelo casi 100% renovable (Las energías renovables (I). Un camino inevitable.), y el papel de las energías renovables en el mix energético actual en España, identificando las actuaciones más factibles y que mayor impacto pueden tener en su incremento de participación en el mix energético (Las energías renovables (II). Hacia el objetivo 20-20-20).

Como ya se señaló en este artículo, partiendo de la necesidad de la micro-generación y la electrificación del transporte, trataremos de su impacto sobre las redes eléctricas. Pero primero de todo conviene conocer algunas magnitudes de la red eléctrica.

En la curva de demanda de la figura (fuente REE), típica de un día laborable, observamos que la demanda oscila entre 23 GW en horas valle y 33 GW en horas punta. La demanda máxima a la que se llegó en 2013 fue de 39 GW. Las líneas de transporte y distribución deben estar dimensionadas para este consumo.

Cualquier demanda añadida que hiciera incrementar la demanda máxima requeriría una ampliación de capacidad de la red y por lo tanto sus costes, que acabarían repercutidos en el consumidor. Por el contrario cualquier demanda en horas valle ayudaría a un uso más eficiente de los recursos.

Cuando la micro-generación se produce cerca de los puntos de consumo, se reduce la necesidad de transporte de energía y todas la pérdidas asociadas al mismo, liberando capacidad de las redes de transporte y distribución; la micro-generación de origen solar además lo hace durante el pico de demanda del mediodía. Sin embargo, las redes de distribución actuales presentan algunas limitaciones, puesto que han estado concebidas para un flujo unidireccional de corriente.

Los actuales sistemas de protección y control, y los ajustes de tensión en las cabeceras de MT i de BT para compensar las pérdidas en las líneas hasta el usuario se han diseñado para un flujo unidireccional de corriente. Para un flujo bidireccional, si se quieren mantener los actuales niveles de protección y calidad, estos sistemas se deben rediseñar, serán más complejos y requerirán de cierto grado de inteligencia y coordinación con sistemas vecinos.

Por su parte, la electrificación del parque móvil supondría un incremento del consumo eléctrico, que si estuviera bien gestionado y se produjera en horas valle serviría para aplanar la curva de demanda, al tiempo que permitiría subir el techo de participación de la energía eólica en el mix eléctrico y con ella el porcentaje de participación en el mix de las energías renovables. Por el contrario, si no se gestionara podría provocar demandas puntuales de electricidad inasumibles por el sistema eléctrico, comenzando por la propia red de distribución. A más largo plazo, los vehículos eléctricos podrían actuar a modo de almacén de energía inyectando corriente en la red durante los picos de demanda.

A modo de ejemplo, supongamos la electrificación del 25% de parque móvil español, que a finales de 2013 contaba con 22 millones de turismos y 5,1 millones de camiones y furgonetas, sin contar otros tipos de vehículo. Si en algún momento coincidieran todos cargando a la misma hora en modo de carga normal (solo 3,7 KW), se produciría una demanda puntual de 25 GW, un 64% de la carga máxima de 39 GW. Inasumible. Pero gestionando bien la carga, el sistema tendría recursos de sobra para cargar los vehículos, puesto que la demanda energética sería de unos 49 GWh, un 7,35% sobre la demanda diaria (661 GWh) calculando sobre la base de 14 Kwh/100Km de consumo típico para un utilitario, una estimación de 25 KWh/100Km para camiones y furgonetas, y suponiendo un promedio diario de 30 y 100 Km respectivamente[1].

Resumiendo, para atender estas nuevas necesidades haciendo un uso eficiente de las redes de distribución, es necesario dotarlas de inteligencia, flexibilidad, capacidad de regulación y almacenaje cuando ello sea posible y una mínima necesidad de supervisión, mediante el uso de las TIC. Nos referiremos a estas redes como “smart grids”.

Sin embargo el camino hacia la “smart-grid” será largo, por la gran magnitud y complejidad de la red eléctrica (todos los países están interconectados a través de la red eléctrica). El volumen de las inversiones necesarias y los largos periodos de amortización, no permiten cambios acelerados, y la complejidad de la red obliga a analizar muy bien cada cambio.

Probablemente uno de los primeros pasos será que puedan agruparse varios consumidores/productores (“prosumers”) de una zona, para formar una la “micro-grid”, que gestionada por un gestor energético podría comportarse ante la red como una carga pasiva virtual, o adaptarse en cada momento a las disponibilidades de la red.

Sin duda, las “smart-grids”, suponen un reto y una oportunidad para desarrollar una nueva industria y todos los servicios asociados, que pueden tener una incidencia importante en el PIB. Si no queremos perder el tren es necesario que cuanto antes se desarrolle un marco legal adecuado, que establezca límites y responsabilidades de cada uno de los actores del mercado de manera diáfana. Aquí hay mucho por hacer y de cómo se haga depende el futuro de la red inteligente y de una parte de la economía de nuestro país.

Joan Gil i Sans

Coordinador del Grup de Treball d’ Energia y TIC de Telecos.cat (Associació Catalana d’Enginyers de Telecomunicació)

[1] Número de vehículos proveniente de estadísticas de compañías aseguradoras. Consumo medio camiones y kilometrajes diarios no contrastados