1. ¿A qué desafíos se enfrenta el sector, teniendo en cuenta los altos costes de la energía, la necesidad de procesos más eficientes energéticamente, así como la reducción de las emisiones de C02?
El sector se enfrenta a un desafío de transición energética que tiene por objeto conseguir fomentar y aumentar la sostenibilidad en el planeta. Debe tenerse en cuenta que el sistema actual en 2040 puede llegar a duplicar su consumo de energía. Siguiendo con el modelo actual será insostenible llegar a cubrir las necesidades únicamente con plantas de generación renovables. La energía renovable no puede garantizar la estabilidad del sistema debido a su intermitencia y falta de sincronismo en la red. Es necesario incrementar una gestión en el lado de la demanda.
Toda esta situación sumada a la incorporación del vehículo eléctrico, junto con los prosumers, conducirá a la necesidad de realizar una gestión descentralizada para poder evitar congestiones y problemas en los niveles de tensión, que empezarán en la Baja Tensión pero que también afectarán a la Media Tensión.
Si los diferentes usuarios del sistema son capaces de aportar flexibilidad, modificando su patrón de consumo, de forma individual o agregada, podremos cubrir esas congestiones y reducir la generación adicional.
2. ¿Qué barreras encuentra a la hora de afrontar estos desafíos? ¿Cómo se está resolviendo? ¿Qué tecnologías/soluciones están contribuyendo más para superar estos desafíos?
Una de las barreras presentes en el sector es el almacenamiento de energía eléctrica a través de baterías. El almacenamiento está ligado a la geopolítica y a las commodities. Por este motivo el sector tiene a su alcance la gestión de la demanda. Según la International Energy Agency, la flexibilidad en el usuario final es un activo más, y se espera alcanzar un 26% de energía flexibilizada para 2030. Esto implica aumentar la flexibilidad del usuario final. Las centrales térmicas irán desapareciendo, y se necesitará el uso de flexibilidad para poder cubrir la generación necesaria.
La generación de hidrógeno verde es una propuesta muy interesante desde varios puntos de vista. Para su generación se necesita gran cantidad de energía y el hecho de electrolizar el agua para obtenerlo con energía renovable es una de las estrategias marcadas por la Unión Europea.
Este debe ser un objetivo compartido por todos los países miembros y España tiene un potencial muy interesante por sus características climatológicas. Puede suponer una mejora de nuestra competitividad y de nuestra industrialización, aumentando la resiliencia de nuestra economía, objetivo principal de los PERTEs que se han desplegado en nuestro país.
Obviamente el hidrógeno ha de ser considerado también como un elemento que puede dar estabilidad a la propia red eléctrica. Se puede electrolizar con excedentes energéticos y revertir el proceso convirtiéndolo en electricidad en momentos de alta demanda. En ambos casos, tanto en la generación para procesos industriales como en los procesos para almacenamiento, cobra especial relevancia las soluciones de software de gestión y las soluciones tipo microgrids.
3. ¿Qué papel tienen las compañías energéticas en cuanto al cambio de modelo energético, desde un punto de vista global? ¿Cuál es o debe ser su aportación a otros sectores/industrias?
Los DSOs juegan un papel de facilitador y orquestador de la flexibilidad. Para poder continuar ofreciendo la misma calidad de suministro, teniendo en cuenta los retos de un futuro cercano (como el vehículo eléctrico y el aumento de la demanda), hay que cubrir dos puntos fundamentales: la frecuencia de red en el sistema eléctrico, que está cubierto por el TSO pero que deberá contar con la ayuda del DSO; y evitar las congestiones manteniendo el nivel de tensión en la red de distribución.
El primer punto se puede resolver gestionando la generación distribuida y síncrona tradicional con la ayuda del almacenamiento de energía. Para el segundo punto, hay que dotar de inteligencia al centro de transformación, para poder gestionar las congestiones. Es clave incrementar la digitalización a nivel local, donde el activo clave es el software para el control distribuido de la red con la virtualización en los centros de transformación.
En este sentido, el DSO tiene el papel clave de aprovechar al máximo la flexibilidad del usuario final, consiguiendo mantener y mejorar la calidad de suministro. La integración de red de distribución y usuario final va a ser más importante que nunca.
4. ¿Qué pasos o acciones deben llevarse a cabo en este sentido?
Por un lado, el DSO tendrá que implementar un edge computing avanzado para resolver las necesidades a nivel local en el centro de transformación. Esto supondrá dar un paso más, con respecto a lo que ya está implementado, y orquestar un proceso de digitalización en el que se establezca una arquitectura orientada al activo. Debe tenerse en cuenta que la simulación y el análisis del activo del transformador eléctrico será un punto clave, ya que los flujos de energía, en más de una ocasión, serán bidireccionales y el transformador estará más tensionado por la generación distribuida y el vehículo eléctrico.
Por otro lado, la Administración, además de ofrecer un marco regulatorio con los correspondientes mecanismos, deberá adaptarse a las nuevas necesidades que se presentarán en los próximos años. El avance continuo de figuras como el agregador, así como los mecanismos de flexibilidad, deberían implementarse lo antes posible.
5. ¿Qué oportunidades ofrecen los fondos del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia? ¿Qué otros mecanismos de financiación pueden servir como sustento para este tipo de proyectos?
Los PERTEs son los fondos específicos destinados a las redes, que tienen como propósito acelerar las renovables, la digitalización y los nuevos actores de la red, así como la integración del vehículo eléctrico. Los PERTES permiten modernizar y actualizar la red, aprovechando la digitalización, y adaptándola a los nuevos actores y al vehículo eléctrico en lugares públicos.
En este marco, un punto fundamental a implementar por parte de la Administración es la retribución del software, que actualmente no se realiza al no considerarlo un activo. Pero las necesidades actuales y futuras de la red van a hacer necesario actualizarlo, como una herramienta más necesaria en el nuevo modelo energético: nos acercamos a un sistema en el que será indispensable aplicar soluciones de software, como los gemelos digitales, para asegurar la correcta funcionalidad de la red. Vamos a aprender continuamente de la respuesta del sistema y este hecho supone actualizar continuamente las diferentes aplicaciones del edge. Este hecho tiene un coste de actualización y validación, y de ahí que es importante considerarlo como un activo retribuible.
6. ¿Qué iniciativas están impulsando desde su organización en este ámbito?
A nivel de usuario final, nuestro enfoque es mejorar la gestión de la demanda, aumentando la eficiencia y haciendo posible que el actual prosumer participe en el mercado de flexibilidad. A través de las microgrids y la gestión de carga de vehículo eléctrico, se va a poder poner en valor esta flexibilidad. Herramientas como el gemelo digital eléctrico permitirán evaluar posibles escenarios aportando valor a la continuidad digital.
Por otro lado, actuamos con el DSO, dotando de nueva inteligencia a la automatización distribuida y en edge computing en el centro de transformación. junto con la monitorización y automatización de las salidas de Baja Tensión del centro de transformación. De esta manera se dispondrá de una red más dinámica y se afrontarán nuevos retos.
Y finalmente, para todo el sector, aumentamos la sostenibilidad y potenciamos la descarbonización a través de la tecnología sin gas SF6 en las celdas de Media Tensión. Aportamos así una solución que permite una modernización directa del parque instalado y de nuevas instalaciones.
Schneider
Power & Grid Solution Architect
