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FuturENERGY Dic.18 - Ene. 2019

Las nuevas tecnologías van alcanzando todos los sectores, y el eléctrico no es una excepción. Para afrontar este cambio, los sistemas de transmisión y distribución eléctrica necesitan optimizar la integración de las renovables y gestionar las complejas interacciones entre consumidores y generadores. Esta adaptación requerirá de una inversión de 7.000 M€ hasta 2035, según estimaciones de la AIE. En este escenario las redes eléctricas inteligentes, así como el desarrollo de la generación distribuida, jugarán un papel protagonista, ya que reducirán los costes de este salto tecnológico e incrementarán la fiabilidad del modelo energético del futuro. En este campo se está desarrollando el proyecto MEANS4SG, financiado por la Comisión Europea y coordinado por CIRCE, que forma a once jóvenes investigadores que elaboran sus tesis doctorales en el ámbito de las redes inteligentes.

CMBlu Projekt AG y Schaeffler AG han anunciado la firma de un acuerdo de desarrollo conjunto para colaborar en la producción de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala. Durante los cinco últimos años, CMBlu ha desarrollado como prototipo, en colaboración con grupos de investigación de universidades alemanas, la novedosa tecnología renovable de almacenamiento ‘Organic Flow’ para redes eléctricas. Sobre esta base, Schaeffler y CMBlu desarrollarán y fabricarán conjuntamente productos comerciales que serán distribuidos por CMBlu. El objetivo consiste en realizar una contribución sustancial a un suministro eléctrico seguro, eficiente y sostenible en todo el mundo.

Las baterías de flujo orgánico se pueden utilizar con flexibilidad como unidades estacionarias de almacenamiento de energía en la red eléctrica, contribuyendo así al equilibrio entre la generación y el consumo. La tecnología tiene diversas aplicaciones, como por ejemplo, en el almacenamiento intermedio de energías renovables o la nivelación de cargas punta en las plantas industriales. Otro campo de aplicación es la infraestructura de carga para electromovilidad. Como almacenamiento intermedio, las baterías contribuyen a auxiliar las redes eléctricas de media tensión, que ya no deberán actualizarse para absorber cargas adicionales. En última instancia, una infraestructura de carga descentralizada para vehículos eléctricos solo será posible con sistemas de almacenamiento de energía potentes y escalables, como las baterías de flujo orgánico.

La tecnología subyacente es similar al principio de las baterías de flujo con reacción redox convencionales. La energía eléctrica se almacena en compuestos químicos que forman electrolitos en una solución acuosa. A diferencia de los sistemas convencionales basados en metales, para el almacenamiento se utilizan moléculas orgánicas derivadas de la lignina. La lignina se puede encontrar en todas las plantas, como los árboles o las hierbas. Es una fuente natural renovable y se extrae como producto residual en la producción de pulpa y papel en cantidades de millones de toneladas. Ello garantiza que la lignina sea una materia prima constantemente disponible para los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Todos los componentes electrotécnicos del convertidor de energía han sido adaptados a estos electrolitos y mejorados para una producción masiva rentable. Toda cadena de valor de las baterías se puede realizar a nivel local. No hay dependencia de las importaciones de países concretos. Además, los sistemas de baterías de flujo orgánico no utilizan tierras raras o metales pesados, no son inflamables y, por lo tanto, funcionan de manera muy segura. Debido a su principio de funcionamiento, la capacidad de los sistemas de flujo orgánico se puede ampliar, con independencia de la potencia eléctrica, y solo está limitada por el tamaño de los tanques de almacenamiento y la cantidad de electrolitos.

En lo referente a la industrialización, CMBlu ha firmado un acuerdo de colaboración a largo plazo con Schaeffler para desarrollar sistemas de almacenamiento de energía a gran escala con el objetivo de proporcionar productos preparados para el mercado. En la siguiente fase, CMBlu establecerá la cadena de suministro completa, incluyendo todos los productos previos de otros socios industriales. Además, se ha implementado una producción de prototipos en Alzenau. CMBlu ya ha firmado contratos con clientes de referencia para implementar proyectos piloto seleccionados durante los próximos dos años. Los primeros sistemas comerciales están previstos a partir de 2021.

SolarPower Europe ha lanzado el informe “Grid Intelligent Solar – Unleashing the Full Potential of Utility-Scale Solar Generation“, que muestra que la energía solar no solo es la fuente de energía más barata en muchas regiones, y crucial para cumplir con los objetivos climáticos de la UE, sino que también es un socio fiable que ayuda a mantener la red estable y apoya la seguridad de suministro en Europa.

La energía solar fotovoltaica ha pasado de ser una opción de energía renovable a una opción de energía responsable. Este informe apunta al hecho de que, en algunos casos, la energía solar fotovoltaica a escala comercial proporciona servicios de fiabilidad y flexibilidad de red que, son incluso más efectivos que las centrales eléctricas convencionales, si el proyecto está diseñado con controles de planta avanzados.

SolarPower Europe anticipa en su análisis Global Market Outlook 2018-2022 un crecimiento del mercado de dos dígitos en Europa en los próximos años. La energía solar está lista para desempeñar un papel importante en el cumplimiento del objetivo del 32% de energías renovables para la Unión Europea para 2030. En su New Energy Outlook 2018, Bloomberg NEF espera un escenario del 87% de energías renovables en 2050 en Europa, con 1.400 GW de energía solar instalada, contribuyendo a alrededor del 36% de la generación eléctrica total. Se espera que la mayor parte de la energía solar, más de dos tercios, provenga de plantas fotovoltaicas a gran escala.

Los principales mercados solares de la UE aún no han aprovechado el potencial de la energía solar a gran escala. Hasta ahora, las capacidades solares licitadas son demasiado pequeñas, los marcos regulatorios a menudo son inadecuados para respaldar la gran demanda de energía corporativa a partir de energía solar a gran escala. Esto debe solucionarse para permitir un crecimiento de la potencia solar superior al 1.100% hasta 1.400 GW en 2050 previsto por Bloomberg a partir de los 114 GW instalados a finales de 2017 en Europa.

Para prepararse para la adopción a gran escala de la energía solar, los mercados solares avanzados deben dejar atrás la fase solar 1.0, cuando las plantas fotovoltaicas a gran escala se instalaron principalmente con la intención de maximizar los rendimientos de los sistemas individuales. Ahora se trata de la energía solar 2.0: plantas fotovoltaicas flexibles en red integradas en el sistema energético.

Con el diseño de mercado correcto, la energía solar a gran escala está lista para respaldar la seguridad de suministro de Europa, con una precisión mayor que la de activos de generación convencionales, como el carbón y el gas.

Si bien la energía solar ya puede lograr una importante penetración en la red sin almacenamiento, la rápida reducción del coste de las baterías estacionarias permite la fase solar 3.0, donde el almacenamiento proporciona capacidad de energía solar despachable. El informe proporciona casos de éxito sobre los primeros proyectos solares a gran escala con almacenamiento en baterías que proporcionan servicios auxiliares y otros servicios de red.

El papel y los beneficios de las redes eléctricas para la integración de la renovables y la descarbonización de la economía, los retos de la transición y el papel facilitador de estas redes para el desarrollo del vehículo eléctrico fueron algunos de los principales temas de debate de la jornada celebrada ayer en las instalaciones de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid (ETSII-UPM).

Bajo el título “Redes Eléctricas: claves para la electrificación de la economía”, y organizado por la ETSII-UPM en colaboración con Energía y Sociedad, el encuentro ha reunido a más de 200 asistentes, entre expertos, profesionales, agentes e instituciones.

Alcanzar en el corto plazo la electrificación de la economía y de la sociedad es uno de los principales retos del sector energético actual. En este sentido, la red eléctrica es vista como la palanca necesaria para continuar la transición energética y posibilitar la descarbonización de la economía. Para ello, será necesario contar con unas redes eléctricas modernas, automatizadas, digitalizadas y adaptadas a nuevas necesidades y a los nuevos agentes que se tienen que conectar a ella.

Javier Serrano, asesor del Secretario de Estado de Energía; Óscar García, director de la ETSII-UPM, y Helena Lapeyra, socia de PwC, fueron los encargados de inaugurar el encuentro y dar la bienvenida a los ponentes y presentar los temas de debate.

Tras inaugurar la jornada, Javier Serrano, fue el encargado de exponer la contribución de las redes eléctricas a la descarbonización de la economía. Durante su intervención, aseguró que el Gobierno está apostando por una transición ligada a un cambio de modelo energético. Es decir, una transición ecológica y sostenible, pero también eficiente y competitiva, en la que se fomente la movilidad sostenible como el vehículo eléctrico.

Asimismo, Serrano insistió que las renovables están mostrando signos de recuperación, que “permitirán cumplir con los compromisos de la Unión Europea para el programa Horizonte 2020”.

Del mismo modo, el asesor del Secretario de Estado destacó que la integración de las renovables supone un doble reto: una necesidad de reforzar la red eléctrica y evitar la intermitencia de las redes para favorecer el consumo. Hacer frente a estos desafíos solo será posible con innovación y digitalización que “conducirá la transición hacia el nuevo modelo”.

Serrano subrayó que nos encontramos “ante un cambio tecnológico sin precedentes, cambio que se hace necesario ante los nuevos retos, pero posible por las nuevas herramientas y tecnologías que tenemos”.

Tras la intervención del asesor del Secretario de Estado de Energía, se celebró la primera mesa redonda de la jornada sobre redes eléctricas y transición energética.

Redes eléctricas y transición energética

Moderada por Ferrán Tarradellas, responsable de Políticas Energéticas en la Representación de la Comisión Europea en España, la mesa redonda contó con la participación de Marina Serrano, presidenta de la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC). Comenzó afirmando que la descarbonización conlleva un notable incremento de la electricidad en el consumo final y mayor eficiencia energética.

Durante su intervención, destacó que la descarbonización solo se podrá alcanzar a partir de la electrificación de la economía. En este sentido, “las redes son elemento facilitador para la transición energética, ya que integrarán las renovables, mejorarán la eficiencia y flexibilizarán la demanda”. Asimismo, y para afrontar los desafíos, Marina Serrano aseguró que los operadores tienen el conocimiento y la experiencia para acometer los cambios necesarios, pero que es necesario fijar las condiciones adecuadas para realizar la inversiones necesarias, asegurando una rentabilidad razonable.

La presidenta de la AELEC concluyó su ponencia afirmando que la digitalización, automatización, planificación y mejora de los protocolos de la comunicación son necesidades básicas para afrontar esta transición energética.
Por su parte, Guillermo Amann, presidente de la Asociación Española de Fabricantes de Bienes de Equipo Eléctricos de Alta y Media Tensión (AFBEL), destacó que el camino hacia el cumplimiento de los objetivos marcados supondrá un estrés para la red eléctrica. Se prevén grandes desafíos como la integración de las renovables, la intermitencia de la energía, nuevas formas de consumo (como el vehículo eléctrico), o el almacenamiento tanto a nivel general como local. De acuerdo con el ponente, la red no está preparada “pero se irá preparando”.

Asimismo, aprovechó su discurso para hablar de la necesidad que tiene la red para hacer frente al nuevo panorama. En este sentido, argumentó que es importante tener elementos electrónicos que permitan conocer el estado de la red en cada momento y en todos los puntos, aprender a gestionar la información y los datos generados para operar y manejar la red en función de las necesidades.

Óscar Barrero, socio de PwC, fue otro de los ponentes de la primera mesa redonda. Durante su intervención analizó el cambio de paradigma que está viviendo en estos momentos el sector energético que está dando lugar al desarrollo de dinámicas disruptivas que están propiciando nuevos servicios y modelos de negocio. Estas tendencias están modificando el funcionamiento tradicional del sector a lo largo de toda su cadena de valor y están afectando a todos los agentes que participan en él, en especial a los negocios de las redes eléctricas.

En este sentido, Barrero afirmó que las redes del futuro son el elemento clave dentro de la transición, porque “son las que van a dotar de conectividad y flexibilidad a todos los agentes, tanto consumidores, productores como agregadores de demanda”.

Por último, Jorge Sanz, director asociado de Nera Economic Consulting, cerró el debate explicando que “hay que garantizar la transición energética a un mínimo coste”. Sin embargo, y para el ponente, existen varios desafíos de cara a alcanzar este nuevo modelo energético: el alto precio de la luz, la necesidad de volatilidad de los precios, la preocupación por los consumidores vulnerables, la importancia de la retribución de las redes a una tasa razonable y la necesidad de buscar medidas para evitar la deslocalización de la industria.

Durante su ponencia, Sanz abogó por la reducción de costes y la necesidad de “convencer al ciudadano para que migre de energías fósiles a la electricidad, pero para ello sería necesario, reducir su precio”.

Redes eléctricas y descarbonización del sector eléctrico

Posteriormente, y moderado por Ruth Carrasco, adjunta al director para los Objetivos de Desarrollo Sostenible de ETSII-UPM, tuvo lugar el segundo panel de expertos en el que se abordaron las claves para la descarbonización del sector eléctrico.

Blanca Losada, presidenta de FutuRed, fue la primera en iniciar el debate sobre cómo se cumplirán los objetivos de 2030. Señaló que la electricidad es un vector energético del futuro y las redes eléctricas van a tener un papel crucial en los países desarrollados. De acuerdo con la experta, la transición energética es una pieza de transformación mucho más amplia, y en sus palabras, “es la revolución tecnológico-industrial asociada a Internet, y que desde el punto de vista energético se traduce en una tendencia a la descarbonización y a la electrificación de la economía”.

En este sentido, solo las redes pueden ser el elemento que permita integrar los recursos energéticos distribuidos, dar respuesta a la flexibilidad que requieren las renovables, propiciar un papel activo del consumidor y permitir el despliegue de la carga eléctrica móvil que supone el vehículo eléctrico. En ese sentido, la ponente comentó que “las redes eléctricas deberán ser el elemento clave en la transición energética”.

Por último, Losada habló de los cuatro planos importantes en esta transición: la gran transformación de las redes en el plano de la infraestructura con la aparición de elementos de corriente continua y redes híbridas; el plano de control, automatización y comunicación con el despliegue de sensores y del Internet of Things; el plano de la información y del modelo de datos con el gemelo digital y la Inteligencia artificial y, por último, el plano del modelo de negocio en la adaptación a ese proceso de transformación y el papel vertebrador de las redes eléctricas.

El consumo de energía fue otro de los temas de debate de la jornada. José María González Moya, director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables), ofreció un dato muy ambicioso y es que, de acuerdo con los objetivos de 2030, hay que consumir alrededor del 70% de electricidad renovable. Sin embargo, y según el ponente, “los datos no muestran que nos estemos acercando. Solo el 23,4% de nuestra energía final es electricidad y no es suficiente alcanzar los objetivos”.

Asimismo, destacó la operación de la red eléctrica y la sustitución de las energías fósiles por renovables como principales retos para tener en cuenta. En este sentido, afirmó estar en un entorno de impulso renovable que hay que mantener, pero con las herramientas y el diseño de mercado adecuado.

Además del reto de integración de renovables, existe otro desafío como el de la atracción de las inversiones, que solo se podrá hacer si se cuenta con “seguridad jurídica, planificación y visibilidad de los ingresos para que las empresas lleven a cabo los proyectos”.

Por su parte, Rafael del Río, director técnico de la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico (AEDIVE), destacó en su ponencia la integración del vehículo eléctrico en el sistema eléctrico. Para el ponente, el vehículo eléctrico tiene una característica principal, y es que se carga en el momento en el que no hay mayor consumo, lo que permite optimizar el sistema eléctrico y, por otra parte, ofrece una cantidad de batería suficiente como para mover la electricidad de un hogar durante muchas horas. “Incluso quitando una pequeña parte de esa energía que tiene la batería en momentos puntuales y concretos de picos de demanda, se evita que se utilicen los sistemas de generación más eficientes, y por la noche se puede conseguir utilizar las baterías como sistema de almacenamiento”. Por ello, “el vehículo eléctrico contribuye a la optimización del sistema eléctrico”.

El panel de expertos terminó con la intervención de Milan Prodanovich, jefe de la unidad de sistemas eléctricos del Instituto IMDEA Energía, quien dibujó el panorama de la descarbonización del sistema eléctrico. Para ello, de acuerdo con el experto, es necesario integrar muchas más renovables, más almacenamiento, tecnologías inteligentes para gestionar la demanda. “Todo esto nos llevará a un escenario distinto del futuro, donde las redes no van a operar como hoy en día”.

Según su ponencia, es necesario garantizar, en el futuro, la misma continuidad de suministro sin fallos y gestionar la flexibilidad de demanda. Asimismo, subraya la importancia, en el futuro, de intercambiar la información sobre disponibilidad de energía y la necesidad de elegir de una manera más eficiente para dirigirnos a un sistema que va a operar de manera distinta.

La jornada fue clausurada por Helena Lapeyra, quien recogió las principales conclusiones de la jornada. La socia de PwC destacó que las redes eléctricas van a ser más primordiales que en el pasado. Sin embargo, todavía no están preparadas y necesitan que se desplieguen con innovación para que “esa realidad de laboratorio pase a ser una realidad que está demandando el mercado”.

El autoconsumo aportaría a España 1.770 millones de euros al año en reducción de costes de combustibles, redes y CO₂

Tras un septiembre que se ha convertido en el mes con el tercer recibo de la luz más caro de la historia, Greenpeace cuantifica el autoconsumo en hogares y pymes y revela que este ahorraría al sistema eléctrico español y a la ciudadanía 1.770 millones de euros en costes de combustible, CO2 y redes eléctricas al tiempo que reduciría anualmente 10 millones de toneladas de gases de efecto invernadero. Así lo señala en su nuevo informe “Desmontando el impuesto al sol: El valor de la energía solar fotovoltaica en España”, elaborado por la consultora ecoSynergies.

El estudio demuestra que las personas que se autoabastecen de electricidad renovable, además de pagar impuestos y costes del sistema como el resto de usuarios, aportan a España un valor neto adicional de 59 euros por cada MWh producido, independientemente de que este se inyecte a la red o se autoconsuma. Lo hace aplicando la metodología “valor de la energía solar” (Value of Solar, en inglés), que ya se usa en Estados Unidos y que Greenpeace aplica por primera vez en un contexto europeo tomando Andalucía y Cataluña como casos de estudio extrapolables a toda España.

El estudio de Greenpeace pretende aportar información de interés para la elaboración de las medidas clave del Gobierno frente la subida de la factura de la luz y para la lucha contra el cambio climático que podrían ver la luz en el próximo Consejo de Ministros.

“Cuando las personas luchan contra el cambio climático, deberían ser premiadas, no penalizadas. El impuesto al sol nunca tuvo sentido y lo hemos demostrado con números. Ahora hay que reconocer de forma justa el valor de la electricidad generada por los autoconsumidores para acelerar la lucha contra el cambio climático y reducir la factura de la luz para todos los hogares”, señala Sara Pizzinato, responsable de la campaña de Energía y Cambio Climático de Greenpeace.

En este sentido, el retorno de la inversión en autoconsumo sería el doble de rápido si se eliminara el impuesto al sol y se remunerase la electricidad excedentaria teniendo en cuenta un análisis de costes y beneficios justo; esto también sería un incentivo para que las administraciones públicas invirtieran en instalaciones de autoconsumo para ayudar a familias en riesgo de pobreza energética.

Esto adquiere especial urgencia en la semana en la que se publicará el informe especial del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático de Naciones Unidas que se espera contundente sobre la necesidad de acelerar la velocidad a las que se deben reemplazar los combustibles fósiles por energías renovables.

El informe también revela que la contribución del autoconsumo supera con creces los costes incurridos en la red eléctrica o la moderación de ingresos del Gobierno y el sistema eléctrico a través de la factura eléctrica debida a la reducción del consumo de electricidad, incluso en el caso estudiado, de elevada penetración del autoconsumo.

Greenpeace pide al Gobierno que comience a dar ejemplo en la lucha contra el cambio climático y la pobreza energética devolviendo a las personas la posibilidad de controlar su propia energía. También le anima a empezar por aplicar el autoconsumo a los tejados de los edificios públicos de su propiedad.

Gracias al mapeo social que lanzó la organización ecologista el pasado mes de mayo y que ha contado con la colaboración de más de 600 participantes desde entonces, ha sido posible estimar el potencial solar de 900 edificios de la administración pública central (10% del total). En ellos hay una superficie disponible para paneles solares equivalente a 57 campos de fútbol que, de ser instalados, podrían producir unos 92 GWh/año de electricidad limpia.

Según estimaciones de Greenpeace ligadas a este mapeo, a cambio de una inversión de unos 100 millones euros, la administración ahorraría en 25 años unos 258 millones de euros, una vez descontada la inversión, en sus facturas de la luz. Ese ahorro de dinero público se elevaría a unos 300 millones de euros si se eliminara el impuesto al sol.

Adicionalmente, si se aplicara la metodología del “valor de la energía solar”, además de un ahorro para el presupuesto de la administración, estas instalaciones aportarían un valor añadido a toda la sociedad, el medio ambiente y el sistema eléctrico de 5,4 millones de euros al año durante su vida útil (en torno a 25 años).

Demandas de Greenpeace al Gobierno:

  1. Que suprima todas las barreras al autoconsumo renovable incompatibles con la nueva normativa europea y empiece dando el ejemplo solarizando los tejados de sus edificios;
  2. Que la promoción del autoconsumo vaya en línea con el contenido de la Proposición de Ley de Autoconsumo ya presentada en el Parlamento. Y específicamente:
    –La eliminación del impuesto al sol para todas las instalaciones independientemente de su tamaño;
    –La introducción del Autoconsumo Virtual Compartido que permitiría introducir en España modelos de lucha contra la pobreza energética inspirado en el modelo griego;
    –Que la electricidad excedentaria de las instalaciones de autoconsumo reciba una remuneración justa que atienda al análisis de costes y beneficiosque ésta aporta a la red, la sociedad y el medio ambiente.
  3. Plasmar objetivos de renovables más ambiciosos tanto en el Plan Integrado de Clima y Energía (que el Gobierno deberá entregar a Bruselas en cumplimiento de la política energética a 2030) como en la Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Estos deberán estar en línea con la consecución de un sistema energético eficiente, inteligente, democrático y 100% renovable antes de 2050.

La rápida electrificación de la demanda energética y el aumento de energía de fuentes renovables, como eólica y solar, conducirán a un crecimiento masivo de los sistemas de transmisión y distribución de electricidad en el mundo. Esta es una de las principales conclusiones del informe Energy Transition Outlook 2018: Power Supply and Use de DNV GL, que proporciona una perspectiva del paisaje energético mundial hasta 2050.

El informe pronostica una electrificación rápida y continua, con la participación de la electricidad en la demanda total de energía esperada entre más del doble y el 45% en 2050. Esto está impulsado por la electrificación sustancial de los sectores de transporte, edificios y fabricación. En el sector del transporte, la adopción de vehículos eléctricos privados seguirá aumentando rápidamente, y se espera que el 50% de todos los automóviles nuevos vendidos en 2027 en Europa sean vehículos eléctricos.

El aumento de la producción mundial de electricidad estará impulsado por fuentes renovables que representarán aproximadamente el 80% de la producción mundial de electricidad en 2050. A medida que los costes de las energías eólica y solar continúen cayendo, ambas fuentes de energía cubrirán la mayor parte de la demanda de electricidad, la solar fotovoltaica supondrá el 40% de la generación de electricidad y la eólica el 29%.

La rápida electrificación conducirá a una gran expansión de los sistemas de transmisión y distribución de electricidad tanto en longitud como en capacidad de las líneas de transmisión. DNV GL prevé que la longitud total y la capacidad de las líneas eléctricas instaladas se triplicarán para 2050.

Las tareas de los operadores del sistema serán sustancialmente más complejas; sin embargo, es posible que haya menos energía fluyendo a través de las redes, lo que ocasionará que los costes fijos se conviertan en una parte más importante de la factura.

Las grandes cantidades de energía solar y eólica crearán la necesidad de un mayor uso de los mecanismos de mercado y cambios en los fundamentos del mercado eléctrico en muchos países. Esto requiere una intervención regulatoria importante. Las señales de precios basadas en el mercado son cruciales para incentivar la innovación y desarrollar opciones de flexibilidad económicamente eficientes.

A pesar de la gran expansión de las energías renovables y las redes eléctricas, de alto coste de capital, la energía será más asequible. Se prevé que el coste total del gasto en energía, como porcentaje del PIB mundial, disminuirá del 5,5% al 3,1%, una disminución del 44%. El gasto total en energía seguirá creciendo en un 30% durante el período de pronóstico, a 6.000 b$/año. DNV GL prevé un cambio en los costes, desde el gasto operativo, principalmente el combustible, hasta el gasto de capital. A partir de 2030, se destinarán más inversiones de capital a las redes eléctricas y a eólica y solar que a los proyectos de combustibles fósiles.

A pesar de las perspectivas positivas sobre la expansión de la energía renovable y la electrificación de sectores clave, la transición energética no será lo suficientemente rápida como para cumplir los objetivos climáticos globales. De hecho, el informe de DNV GL ha desvelado que el primer año libre de emisiones será 2090, si la transición energética continúa al ritmo previsto en dicho informe.

ENEL ha elegido a Schneider Electric para actualizar su sistema de gestión de redes eléctricas y satisfacer las necesidades del futuro mejorando la calidad del servicio y la fiabilidad para sus clientes. El ahorro de energía anuales estimado de ENEL, gracias a la integración del ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric, son de unos 144 GWh al año,y se han podido reducir las emisiones de CO2 en 75.000 t de CO2 anuales. Gracias a las aplicaciones, analíticas y servicios que integran el ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric, más del 40% de la energía de Italia ya es renovable y las energías verdes pueden implementarse con unos costes sociales y operativos mucho más bajos.

La transición a las energías renovables es una de las grandes prioridades de este siglo, lo que hace que la distribución de energía sea más difícil que nunca. ENEL, con sus aproximadamente 32 millones de clientes, es la mayor empresa de distribución eléctrica de Italia. Gracias a las soluciones de Schneider Electric, ENEL ha podido afrontar este reto y adaptar su red para obtener más eficiencia, beneficiarse de las energías renovables y lograr su objetivo de cero emisiones de carbono en 2050.

El sistema de gestión de distribución avanzado (ADMS) EcoStruxure™ de Schneider Electric ha supuesto para ENEL el poder integrar los recursos renovables y todas las ventajas de la energía ecológica, al tiempo que ha aumentado la calidad del servicio y del suministro. ENEL utiliza el ADMS EcoStruxure™ para proporcionar un modelo matemático y visual de su red de distribución, incluyendo modelos detallados de gestión de la tensión, generación distribuida, control de frecuencia, respuesta a la demanda y otros datos de gestión de redes inteligentes. Además, se han optimizado las redes existentes sin necesidad de inversiones adicionales.

El ADMS EcoStruxure™ de Schneider Electric es una red inteligente capaz de aprovechar al máximo los datos recogidos en todos los sistemas para adaptarse con flexibilidad y equilibrar dinámicamente suministro y demanda. Se trata de una solución en tiempo real que ofrece una funcionalidad completa para planificar, operar, simular y analizar el sistema de distribución de una compañía eléctrica.
El ADMS EcoStruxure™ ayuda a las compañías eléctricas con redes complejas, como es el caso de ENEL, a minimizar las interrupciones y las pérdidas de energía. Además, permite recopilar todos los datos recogidos en sus sistemas existentes, centralizarlos en un sistema inteligente, analizarlos y sugerir la mejor estrategia.

Las nuevas ciudades inteligentes están cambiando el mapa urbano de todo el mundo. Pero, ¿qué es una ciudad inteligente? En este número, Jonathan Wilkins, director de marketing del proveedor de piezas industriales obsoletas EU Automation, nos explica cómo debe cambiarse la tecnología de las redes eléctricas para crear ciudades inteligentes.

No existe un listado oficial de cosas necesarias para que una ciudad se considere inteligente; cada ciudad tiene necesidades particulares en función de su ubicación y sus habitantes. Cisco explica que una ciudad inteligente es un espacio que utiliza la tecnología digital para conectar, proteger y mejorar las vidas de aquellos que la habitan. Los ámbitos en los que los urbanistas pueden decidir implementar estas tecnologías cambian para adaptarse a su ubicación y su población.

Distribución de la energía

Las ciudades inteligentes necesitan una amplia infraestructura de tecnología sofisticada. Cuanta más tecnología tiene una ciudad, más energía hace falta para alimentar dicha tecnología.

Las ciudades cuentan tradicionalmente con una red eléctrica que distribuye sus suministros públicos (incluyendo el agua, el gas y la electricidad). La quema de combustibles fósiles ha generado habitualmente la energía de la red eléctrica, lo cual ha contribuido a las emisiones de gas invernadero que perjudican al planeta.

¿Por qué necesitamos una nueva red eléctrica?

Si los sistemas eléctricos que vemos en todo el mundo han funcionado bien durante décadas, ¿por qué muchas ciudades están decidiendo implantar infraestructuras más complejas?

Los gobiernos de todo el mundo están realizando cambios para reducir las emisiones de carbono, con el fin de reducir radicalmente la dependencia de los combustibles fósiles antes del 2020. Cambiar el sector del suministro eléctrico es la contribución más importante que se puede hacer para alcanzar dichos objetivos de reducción. La infraestructura actual no es capaz de gestionar la cantidad de datos necesaria para aumentar la inteligencia en los procesos de las ciudades.

Las redes eléctricas inteligentes fomentan la transición de la quema de combustibles fósiles a la obtención de energía a partir de tecnologías renovables.

El cambio de la red eléctrica

La creación de una red eléctrica inteligente es fundamental para respaldar la infraestructura de una ciudad inteligente. Las redes eléctricas inteligentes son redes modernizadas que interactúan con la tecnología y la infraestructura para aumentar la transparencia del uso energético de los consumidores.

Antes de invertir en tecnología inteligente para la red eléctrica, las autoridades locales deben comprender las necesidades de sus ciudadanos. La instalación de sensores inteligentes conectados al Internet de las cosas (IoT) por toda la ciudad permite recopilar y analizar los datos para que las autoridades locales puedan dar respuesta a los cambios o necesidades de su población.

Las redes inteligentes utilizan sensores que recopilan datos acerca del uso y de las necesidades energéticas de los consumidores. En otras palabras, una ciudad inteligente resulta más barata, fiable, sostenible y segura. Permite entablar una comunicación en tiempo real entre la tecnología y los consumidores para crear un servicio más personalizado.

Las personas con un medidor inteligente de energía ya disfrutan de las ventajas de una red eléctrica más inteligente, ya que pueden ver cuánto gastan exactamente en suministros públicos, en lugar de pagar una tarifa estándar.

Pero la red eléctrica inteligente no solo controla los suministros públicos, también controla la energía, distribuye la banda ancha para mejorar la conectividad y controla procesos como el tráfico urbano. Los datos recopilados en tiempo real también pueden contribuir a que las autoridades locales y los ayuntamientos evalúen el uso energético y realicen cambios en pos de una mayor eficiencia.

Ventajas de la red eléctrica inteligente

Cuanto más inteligente es una red, más inteligente es su ciudad y de mayor calidad es la vida de sus habitantes. Al aumentar la inteligencia de la infraestructura, los ciudadanos tienen la posibilidad de controlar tanto sus suministros públicos como las tecnologías y los servicios con los que interactúan a diario.

Las redes eléctricas inteligentes tienen muchas ventajas: permiten ayudarnos a alcanzar los objetivos de reducción de carbono y fomento de energías renovables, mejoran la eficiencia económica y optimizan la distribución de la energía.

Ninguna ciudad se parece a otra, y lo mismo ocurre con las ciudades inteligentes. Las autoridades locales pueden analizar ejemplos como los de Seúl, Singapur y Barcelona para inspirarse en la forma en que la tecnología puede mejorar la calidad de vida. Pero, en última instancia, una ciudad inteligente no es posible sin una red energética más inteligente.

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En el dictamen del CESE, elaborado por Andrés Barceló Delgado y aprobado en el pleno de abril, el Comité acoge favorablemente la Comunicación de la Comisión «Reforzar las redes energéticas de Europa» y hace hincapié en el hecho de que la ayuda financiera prestada por el Mecanismo «Conectar Europa» (MCE) ha permitido llevar a cabo un número creciente de proyectos en toda la UE.

«Queda aún mucho por hacer», señaló el Sr. Barceló Delgado. «Muchos Estados miembros no alcanzarán el objetivo de interconexión del 10 % para 2020. Las causas de este fracaso (procedimientos administrativos complejos, implicaciones políticas, financiación, falta de apoyo público), aún no se han abordado adecuadamente y corren el riesgo de poner en peligro la consecución de los objetivos de 2030», añadió.

Con el fin de abordar algunas de las cuestiones pendientes, el CESE formula una serie de recomendaciones destinadas a llevar a cabo un mejor análisis, lograr la plena participación de las partes interesadas desde una fase anterior y aumentar el presupuesto.

Indicadores de porcentaje de interconexión nacionales y regionales

El Comité recomienda que se introduzca un indicador de seguimiento de ratios por zonas geográficas (como la Península Ibérica) que se añada al indicador de porcentaje de interconexión para cada país.

Sugiere, además, que se tengan en cuenta indicadores de seguimiento de diferencias de precio entre mercados mayoristas, con el fin de dar prioridad a la ejecución de proyectos de interés común (PIC) en aquellas zonas con mayores diferencias.

Seguimiento de los progresos en redes de energía y energías renovables

El CESE considera que las inversiones en la infraestructura de redes deben desarrollarse con la misma intensidad que el resto de las inversiones energéticas y de manera coordinada con la expansión de las renovables.

En particular, el Comité exhorta a la Comisión y a los Estados miembros a hacer un seguimiento periódico de los progresos, mediante la elaboración de informes bienales sobre el cumplimiento tanto de los objetivos de desarrollo renovable como de los de redes nacionales y transnacionales.

Inclusión de la sociedad civil

Según el Comité, una participación activa de la sociedad civil organizada en las fases de diseño de los proyectos de interconexión puede contribuir a mitigar el rechazo social a algunos proyectos.

Aumento del presupuesto

El CESE considera que los recursos de apoyo financiero disponibles para los proyectos de interconexión deben ser objeto de revisión, ya que las actuales dotaciones para la infraestructura energética europea podrían resultar insuficientes para alcanzar el cumplimiento de los objetivos fijados.

Un nuevo informe, realizado por Navigant Research y encargado por Schneider Electric, analiza el papel que los Data Centers jugarán en el crecimiento de los microgrids comerciales e industriales en todo el mundo.

Según el white paper “Data Centers and Advanced Microgrids”, los Data Centers son responsables de proteger funciones críticas, pero normalmente dependen de una redundancia de activos ineficiente que conlleva un gran impacto medioambiental. Las microgrids avanzadas que utilizan las últimas innovaciones IT para crear redes ofrecen una solución a este problema y son más eficientes en cuanto a tiempo de actividad. En 2018, se espera que los proveedores de servicios de Data Centers añadan casi 7000 MW de capacidad, siendo la ampliación más rápida jamás registrada.

Los proveedores más innovadores están recurriendo a nuevas tecnologías a través de nuevos modelos de negocio que puedan, al mismo tiempo, mitigar los riesgos y mejorar el rendimiento gracias a, por ejemplo, las microgrids avanzadas.

Según el informe, las microgrids avanzadas para Data Centers pueden dar lugar a nuevas fuentes de ingresos, convirtiendo la energía en un beneficio en lugar de un coste. Además, pueden aumentar la resistencia y la sostenibilidad del sistema, usando activos onsite más limpios, a través de una infraestructura energética inteligente y más limpia y aprovechándose de aplicaciones en la nube para crear nuevas formas de resiliencia distribuida.

Según datos recientes proporcionados por IDC, la tendencia apunta al progresivo alejamiento de los Data Center de propiedad y hacia una mayor confianza en los proveedores de servicios de Data Centers. Asimismo, dentro del mercado de las microgrids en general, se ha pasado de la propiedad directa de los activos a la subcontratación, como ejemplifican las microgrids de Schneider Electric como modelo de negocio de servicio.

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