Redes inteligentes en una transici¨®n energ¨¦tica real

Hace tiempo que, sobre todo la alta tensi¨®n, al ser tan cr¨ªtica, se opera desde redes inteligentes y automatizadas; cuanto m¨¢s aguas arriba se sit¨²e una instalaci¨®n, m¨¢s afecci¨®n tendr¨¢ sobre el mercado¡±, razona Noem¨ª Alonso, directora del Global Smart Grids Innovation Hub de Iberdrola. En el otro extremo se encuentran los contadores inteligentes, ampliamente implantados (99,7% entre los de Endesa; 11 millones desplegados por i-DE, empresa de distribuci¨®n el¨¦ctrica del grupo Iberdrola). El reto consiste en digitalizar lo que queda en medio: centros de transformaci¨®n de media a baja y el tramo de baja tensi¨®n que termina en la puerta de las viviendas. ¡°El lema de la ¨²ltima reuni¨®n de las el¨¦ctricas alemanas fue No grids, no transition. Yo a?adir¨ªa que sin redes inteligentes no habr¨¢ transici¨®n energ¨¦tica¡±, tercia Miguel ?ngel S¨¢nchez Forni¨¦, director del M¨¢ster en Smart Grid de la Universidad Pontificia Comillas.

¡°El porcentaje de implantaci¨®n de los contadores es casi el 100%¡±, resume M¨®nica Puente, CEO de UFD y presidenta de la plataforma FutuRed. Las distribuidoras suelen adoptar tecnolog¨ªas PLC (Power Line Communication), que permiten la comunicaci¨®n entre los centros de transformaci¨®n y los contadores a trav¨¦s de las l¨ªneas de baja tensi¨®n, agrega Puente. Todos estos centros de transformaci¨®n est¨¢n sensorizados, ¡°entendiendo como tal la capacidad de monitorizaci¨®n remota de los mismos¡±, y entre el 15% y el 25% est¨¢n automatizados, seg¨²n sus datos.

Con su actual cociente intelectual, la red ya es capaz de regular los niveles de tensi¨®n seg¨²n el consumo y de detectar tempranamente las anomal¨ªas. ¡°Muchas veces no necesitamos que el cliente nos llame para actuar¡±, acota Alonso. Pero a¨²n le queda mucho, seg¨²n observa S¨¢nchez Forni¨¦, y demuestra la enorme inversi¨®n que ve necesaria la Comisi¨®n Europea, de aqu¨ª a 2030, en su plan de digitalizaci¨®n del sistema energ¨¦tico: 170.000 millones de euros. ¡°La media tensi¨®n est¨¢ razonablemente digitalizada, aunque falta, mientras que la gran asignatura pendiente es la baja, que representa el mayor n¨²mero de kil¨®metros de la red¡±, recuerda.

Tecnolog¨ªa clave

Endesa trabaja en un gemelo digital de su red que permite ¡°simulaciones mucho m¨¢s certeras de lo que ocurre¡± y favorece ¡°acciones preventivas¡±. La sensorizaci¨®n, el an¨¢lisis de datos o la inteligencia artificial (IA) son conceptos claves del discurso. ¡°Nos ayudan en la predicci¨®n de alteraciones meteorol¨®gicas, cada vez m¨¢s extremas; a actuar m¨¢s r¨¢pido en caso de interrupci¨®n del servicio o a detectar el fraude¡±, apunta su responsable de operaci¨®n y mantenimiento de distribuci¨®n, Mar¨ªa del Mar S¨¢enz de Buruaga. ¡°Los operadores han de conocer en remoto qu¨¦ pasa para tomar decisiones; para ello, necesitan sensores que midan sin necesidad de mandar a nadie, automatizaci¨®n y transmisi¨®n de los datos para su procesamiento¡±, declara S¨¢nchez Forni¨¦, compar¨¢ndolo con las telecos: ¡°Cuando te falla el m¨®vil, tu operadora sabe en remoto lo que est¨¢ pasando; es el salto que han de dar las el¨¦ctricas¡±.

Telemedida y telegesti¨®n de los puntos de suministro, intensificaci¨®n del telecontrol y sensorizaci¨®n de las redes de media y baja tensi¨®n, robustecimiento de las infraestructuras para incorporar el incremento de la generaci¨®n renovable. UFD (distribuidora del Grupo Naturgy) est¨¢ digitalizando sus subestaciones para mejorar la integraci¨®n y monitorizaci¨®n de sus activos en tiempo real; usa drones e IA para la inspecci¨®n de sus l¨ªneas a¨¦reas, y sensores, an¨¢lisis autom¨¢tico de im¨¢genes y gesti¨®n predictiva ¡°para lograr una gesti¨®n de la vegetaci¨®n m¨¢s eficiente y sostenible¡±. El ingente volumen de datos posibilita una metodolog¨ªa predictiva, que mejora el servicio. ¡°Nuestro tiempo de interrupci¨®n equivalente a la potencia instalada (TIEPI) ha sido de 35,4 minutos durante 2022, un 35% mejor que la ¨²ltima media nacional publicada, de 55 minutos en 2021¡å, destacan fuentes de la el¨¦ctrica.

¡°Debemos avanzar m¨¢s en la tecnificaci¨®n, sensorizaci¨®n y digitalizaci¨®n de la red, en especial en la media y baja tensi¨®n, para dotar al sistema de la flexibilidad suficiente para integrar cada vez m¨¢s recursos energ¨¦ticos distribuidos, el autoconsumo, el almacenamiento y la movilidad el¨¦ctrica¡±, admiten desde UFD. ¡°Vamos hacia tecnolog¨ªa que aporte mayor flexibilidad y dinamismo en las operaciones, y hacia herramientas que nos permitan un despliegue ¨®ptimo de puntos de recarga del veh¨ªculo el¨¦ctrico, seg¨²n la demanda de conexi¨®n¡±, avanza Alonso. Existen m¨¢s tipos de demanda que nunca: autoconsumo, renovables, almacenamiento, movilidad el¨¦ctrica. Las variables al operar la red de forma ¨®ptima se est¨¢n multiplicando: puntos de generaci¨®n atomizados, energ¨ªas de la naturaleza que no proporcionan suministro estable, decisiones del cliente final que pueden modificar la predicci¨®n de la demanda¡­ ¡°Sin inteligencia es imposible dar una respuesta¡±, insiste S¨¢enz de Buruaga.