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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.

El pasado 27 de febrero tuvo lugar la puesta en marcha y entrada en servicio del sistema de suministro eléctrico autónomo de la red en las instalaciones de producción láctea, Granja Martí. La granja, ubicada en Lleida, posee un nivel de producción que la sitúa en el quinto puesto del ranking provincial.

Esta solución ha sido posible gracias a un trabajo en equipo efectuado por Bellcaire Electric, instalador eléctrico industrial con gran veteranía en este tipo de montajes, el asesoramiento, diseño y suministro de la solución proporcionada por Albufera Integration y el soporte y la experiencia de Aros Solar, como fabricante de la electrónica de potencia, autentico corazón del sistema.

El sistema diseñado proporciona el suministro diario de la demanda eléctrica mediante una planta solar de 150 kW montados en cubierta, un inversor/cargador de 200 kVA y un banco de baterías de plomo ácido de 300 kWh.  La alternativa permite mantener apagado el grupo electrógeno entre el 85-90% del año, con el consiguiente ahorro energético en gasoil y un menor índice de contaminación en la zona y especialmente a las propias vacas de la explotación lechera.

Desde el punto de vista medioambiental, estamos hablando de una drástica reducción de dependencia de combustibles fósiles equivalente a 40.961 litros/año de gasoil que en una década asciende hasta a 409.613 litros. En cuanto a las emisiones de CO2, supone un ahorro anual de 98,31 Tm o lo que es lo mismo 983,1 Tm a lo largo de 10 años.

En palabras de Xisco Martí, propietario de Explotaciones Pemar – con más de 1.500 cabezas- , “Es una maravilla poder trabajar con el silencio de la naturaleza y contribuir a la reducción de la contaminación del aire en la zona. Con este sistema, ahora tenemos una electricidad de gran calidad y nuestra explotación se suma a la revolución renovable y por tanto mejora nuestra producción láctea”.

Para el responsable del departamento técnico de Aros Solar Tech, Juan Fco. González, “Fue un gran trabajo, no por nuestros sistemas, de los cuales no dudamos… sino por dar seguridad y respaldo a nuestro cliente, en un paso tan importante como cambiar de generación en métodos antiguos y seguros para ellos, a sistemas renovables, más actuales e igual o más seguros que los grupos electrógenos”.

Proyecto SALVIA, Solución Albufera Integration

Este tipo de soluciones se engloba dentro de la línea SALVIA, con las siglas de Sistema de Abastecimiento energético Limpio para Valorización de Instalaciones Agropecuarias de Albufera Integration. La filial de Albufera Energy Storage, constituida en el año 2017, implementa y comercializa soluciones de almacenamiento energético con generación de energía renovable y acumulación en baterías destinadas a producciones ganaderas (porcino, leche, avícola…) con/sin conexión a la red eléctrica. El responsable del eslabón dedicado al almacenamiento energético y director comercial de Albufera Integration, Nicolás Velasco, ha vivido en directo el momento y según su definición “Es un momento mágico cuando escuchas los contactores sonar y hacer la transición del modo “gasoil” al modo “renovable”…. ¡Todo silencio y funcionando a las mil maravillas!!! Es indescriptible la sensación que se obtiene después de meses de trabajo y ver la solución tan bien ejecutada por un equipo de profesionales”. Finaliza confirmando su compromiso para “Ahora, a seguir su evolución y tutela durante las primeras semanas para afianzar todo”.

La integración de las crecientes proporciones de energía renovable en las redes eléctricas es cada vez más fácil y más barata. Las redes inteligentes, la respuesta a la demanda, los aerogeneradores flexibles y el almacenamiento están ayudando a hacer esto. Pero hay que actualizar y expandir la red para asegurar el importante ahorro de costes que podría ofrecer un mercado energético interconectado.

Si las energías renovables cumplen con el 35% de las necesidades energéticas de Europa para 2030, entonces las inversiones en redes eléctricas deben ser más estratégicas. Esto es lo que la Iniciativa Renewables Grid y WindEurope dirán a los participantes en la conferencia Grids Today’s Renewables en Bruselas.

Para ofrecer una red europea adecuada y reducir aún más los costes del sistema, la extensión de la infraestructura eléctrica debe hacerse de una manera más inteligente. Para ello son necesarias tres cosas.

En primer lugar, los productores de energía renovable -incluidos los eólicos- y los operadores de red deben trabajar más estrechamente. Definir el paisaje energético del futuro requiere una planificación conjunta en el desarrollo de nuevas líneas de transmisión. Esto debería tomar en consideración la expansión de las energías renovables y la electrificación de otros sectores, así como los impactos ambientales y sociales. Los países pueden ayudar a facilitar esto al detallar los volúmenes de energía renovable que implementarán después de 2020 como parte de sus Planes Nacionales de Energía y Clima. Esto proporcionará una claridad muy necesaria a los operadores de la red sobre dónde invertir en infraestructura adicional. Y, por tanto, ayudará a evitar cuellos de botella en la red que hemos visto a nivel nacional y europeo.

En segundo lugar, para acomodarse al aumento de la electrificación en otros sectores, la UE debe priorizar las redes eléctricas sobre las redes de gas cuando está asignando fondos en el marco del Mecanismo «Conectar Europa». La electrificación de la calefacción, el transporte y los procesos industriales es esencial para la transición hacia una economía baja en carbono. Esto debe venir con una extensión y mejora de las redes eléctricas en toda Europa. Buenos ejemplos son proyectos como Bizkaia Gulf (España) y SuedOstLink (Alemania) para los cuales se ha anunciado recientemente el apoyo de la UE.

En tercer lugar, también se debe fijar el software de los mercados energéticos también. Los servicios de soporte de red -por los cuales los generadores renovables pueden incrementar y disminuir el suministro de acuerdo con la demanda- deben ser cada vez más comoditizados. Los nuevos parques eólicos son técnicamente capaces de proporcionar estos servicios y muchos países ya imponen estas responsabilidades a los parques eólicos. Pero muchos mercados todavía no permiten que los parques eólicos proporcionen y sean compensados por estos servicios.

El consejero delegado de WindEurope, Giles Dickson, dijo: “El sector energético se está transformando rápidamente. Esta transformación necesita una visión común, compartida tanto por las industrias del sector renovable como de la red. Las inversiones en nuevas redes eléctricas son esenciales para garantizar que Europa pueda explotar plenamente sus recursos eólicos. Un enfoque más inteligente de cómo desarrollamos las redes permitirá que la energía eólica proporcione una parte cada vez mayor de las necesidades de energía de los consumidores. Esto será clave para cumplir un objetivo ambicioso de energías renovables para 2030.

La CEO de la Iniciativa Renewables Grid, Antonella Battaglini, dijo: “En la próxima década, es necesario apoyar el crecimiento masivo de las energías renovables y el desarrollo correspondiente de la red. Esto solo se puede realizar si al mismo tiempo protegemos la naturaleza e involucramos a la sociedad en el proceso. Requiere habilidades multidisciplinarias y procesos de colaboración para abordar adecuadamente las inquietudes y los deseos de las personas de un futuro energético más sostenible y al mismo tiempo asequible. Cada día aprendemos cómo integrar mejor las energías renovables y cómo ofrecer mejores proyectos sobre el terreno. Para continuar avanzando por este camino, este ejercicio de aprendizaje también debe continuar y mejorarse.

AEG Power Solutions ha anunciado que SWB Erzeugung AG & Co. KG (swb), la eléctrica alemana afincada en Bremen, ha elegido su innovador concepto híbrido de almacenamiento de energía en baterías y conversión en calor, para dar solución a sus operaciones de regulación de la frecuencia primaria en la red de distribución pública. Esta aplicación resuelve de un modo más eficiente las funciones técnicas de estabilización de frecuencia que, debido a la creciente integración de las fuentes renovables, necesitan ejercer los operadores de redes eléctricas.

En esta solución híbrida, la energía se almacena en un sistema de baterías y en otro de acumulación de calor, conectados a un conversor bidireccional de energía. Ambos subsistemas se controlan como una sola unidad para proporcionar un flujo de energía reversible, desde o hacia la red, según las situaciones, con el fin de equilibrar la frecuencia y, en definitiva, asegurar la estabilidad de la red.

Para diseñar esta innovadora solución, cuya patente se encuentra en proceso de revisión, AEG Power Solutions se ha servido de su amplia experiencia en el ámbito de la electrónica de potencia. La empresa, que ha industrializado la solución en su integridad, proporcionará a swb una arquitectura formada por 24 convertidores de potencia integrados en contenedores metálicos ISO, junto con una solución de almacenamiento híbrida, cuadros de distribución de baja tensión, una fuente de alimentación auxiliar, así como los transformadores de media tensión y el sistema de acumulación de calor integrados en cabinas independientes.

El sistema híbrido de almacenamiento reduce notablemente el coste de las operaciones asociadas a la regulación de la frecuencia. En primer lugar, la capacidad de la batería requerida es significativamente inferior a la de un sistema convencional basado exclusivamente en un almacenamiento electroquímico, reduciéndose así en torno a un 50% de la inversión; además, la alternativa de almacenamiento en calor resulta más económica. Asimismo, la arquitectura del sistema evita duplicar los elementos de electrónica de potencia y de conexión a red, como por ejemplo el transformador, que son ahora compartidos por ambos subsistemas, lo que también contribuye a minimizar la inversión en bienes de equipo eléctrico.

La solución de AEG Power Solutions mejora notablemente el plazo de recuperación (payback) del sistema en su conjunto sin merma de la funcionalidad. La compañía de distribución se beneficia de la posibilidad de realizar una amortización rápida de la inversión y los consumidores ven reducidas las tarifas de red.

La solución estará instalada y operativa en mayo de 2018 en la central de energía de swb en Bremen.