Gemelos digitales: descubrir la capacidad oculta de las redes eléctricas para invertir mejor

El crecimiento de la demanda eléctrica y la integración de nueva generación renovable están obligando a las utilities a revisar cómo planifican sus inversiones y gestionan sus activos. Más allá de ampliar infraestructuras, el reto pasa por conocer con mayor precisión las redes existentes, aprovechar mejor su capacidad y anticipar los riesgos derivados de unas condiciones climáticas cada vez más exigentes.

En esta entrevista, Francisco Manuel Carramiñana Aguilar, Commercial Director – Latam & Iberia markets en Neara, explica cómo los gemelos digitales basados en modelos físicos y eléctricos, junto con la simulación y el análisis de datos, pueden transformar la toma de decisiones en las redes. También aborda la evolución hacia un mantenimiento predictivo, la priorización de inversiones en función del riesgo y el papel de estas herramientas para reforzar la continuidad del suministro y responder con mayor agilidad a las nuevas necesidades de conexión.

• La electrificación de la economía, el crecimiento de nuevas demandas energéticas —como las asociadas a los centros de datos— y una mayor frecuencia de fenómenos climáticos extremos están aumentando la presión sobre las redes eléctricas. ¿Cómo está cambiando este escenario las prioridades de las utilities y los operadores de red?

Desde mi punto de vista llevamos con presión desde hace mucho tiempo, aunque ahora, es cierto, el origen de la misma ha cambiado y la intensidad ha aumentado. Durante quince o veinte años el problema ha sido aumentar la generación desde fuentes renovables. Hoy el principal problema ha pasado a ser la conexión entre esa nueva generación y la demanda en aumento. Es decir, el problema ya no es generar la energía que se demanda, sino trasladarla y conectarla a los nuevos focos que la consumen – la propia CNMC ha señalado que en 2024 se denegó más del 60 % de las solicitudes de acceso y conexión de demanda y almacenamiento.

Este escenario de mayor demanda combinado con una mayor cantidad y mayor virulencia de eventos climáticos extremos hacen que casi todas las conversaciones con operadores y utilities actualmente pivotan sobre tres claros vectores dentro de sus prioridades:

• Pasar de «¿cuánto tengo que construir?» a «¿tengo realmente que construir?, y en tal caso, ¿dónde específicamente?». Buena parte de la capacidad de nuestra red se calculó con hipótesis de diseño conservadoras de hace décadas y nadie la ha vuelto a verificar con datos reales de campo, esto abre la puerta a la posibilidad de aumentar la capacidad de la infraestructura existente.
• Transicionar desde un escenario de disponibilidad media, a uno que considere un plan de resiliencia completo. Pese a que el TIEPI anual de las grandes distribuidoras españolas ha mejorado notablemente y se mueve hoy entre los 32 y los 49 minutos, éstas continúan desconociendo en gran medida como va a comportarse su red ante una DANA, una ola de calor o tornados o una serie de reventones repentinos.
• Finalmente, cómo pasar de gestionar activos por ciclos, a gestionarlos por riesgo. Por ejemplo, con más de 600,000 kilómetros de línea entre los cuatro grandes operadores españoles, inspeccionar y reparar y desbrozar todo con la misma frecuencia no es asequible, y tampoco es eficaz.

• La digitalización de la red ha dejado de ser únicamente una cuestión tecnológica para convertirse también en una decisión estratégica, relacionada con la continuidad del suministro, la capacidad de crecimiento y la competitividad. ¿Cómo está evolucionando esta conexión entre tecnología y alta dirección dentro del sector energético?

En España hemos visto hechos muy concretos que han propiciado que, las conversaciones sobre nuevas tecnologías y los presupuestos destinados a las mismas desde las áreas de Sistemas o de Tecnología, estén comenzando a involucrar la toma de decisiones al propio consejo de administración de las grandes utilities.

Por ejemplo, hemos visto como el riesgo regulatorio y jurídico tiene un precio: La Ley 24/2013 del Sector Eléctrico contempla multas de hasta varias decenas de millones de euros para las infracciones muy graves e incluye expresamente «los perjuicios en la continuidad del suministro» como criterio para graduarlas – Tras el apagón del 28 de abril de 2025 la CNMC ha procesado del orden de treinta y cinco expedientes sancionadores, uno de ellos al operador de la red de transporte con calificación de muy grave; También se ha confirmado la importancia de la responsabilidad civil: el Tribunal Supremo confirmó una condena de 8,4 millones de euros a una distribuidora como responsable por un incendio forestal. Y sumado a todo esto, tenemos dos hechos relevantes: que la capacidad de ejecución se ha vuelto pública, como lo demuestra el comunicado de la CNMC donde se alerta de los 10.000 millones de euros de inversión en redes sin ejecutar, y que la cola de conexión se ha vuelto visible fuera del sector – si un centro de datos o una planta industrial no puede conectarse, el consejero delegado no solo lo sabe por su director de red, si no también por la administración autonómica que lanza la queja.

Todo esto hace evidente que se la digitalización haya evolucionado de ser un elemento que «me ayuda a trasladar una imagen de empresa más tecnológica» o « me permite ganar eficiencia en cierto proceso» a, «necesito la digitalización para responder rápidamente a una demanda de conexión, defender una inversión ante el regulador o demostrar que actué sobre un defecto que ya conocía». Esto justifica y ratifica que, sin duda, la discusión tecnológica en torno a la digitalización se esté discutiendo cada vez más más arriba dentro las utilities.

• Ante el crecimiento previsto de la demanda, una parte del desafío pasa por desarrollar nueva infraestructura, pero también por conocer y aprovechar mejor la capacidad de la red existente. ¿Qué papel pueden desempeñar los datos, la modelización y la simulación para tomar mejores decisiones de planificación e inversión?

Solo hay dos maneras de tener más capacidad: construir red nueva o inyectar más capacidad en la actual tras descubrir que aguanta más de lo que creías. La segunda es más rápida, mucho más barata y no depende de un procedimiento de autorización que puede dilatarse por años. Pero claro, esto exige conocer los datos de la red con precisión y un modelado a nivel de ingeniería, no de forma aproximada y utilizando unas estimaciones obsoletas o poco precisas.

La mayor parte de la red aérea española se diseñó con criterios conservadores y márgenes de seguridad apilados unos sobre otros, y prácticamente nadie la ha recalculado después con datos reales. Cuando reconstruyes una línea a través de un Gemelo Digital que incorpora todo el modelado mecánico-físico de la red —geometría real capturada con LiDAR, propiedades reales del conductor modeladas, condiciones de terreno y distancias reales—, lo combinas con un conocimiento detallado de su comportamiento eléctrico, y finalmente simulas sus condiciones efectivas de operación en diferentes escenarios, con frecuencia aparece capacidad que llevaba ahí desde el principio y que va a permitir nuevas conexiones sin inversiones millonarias. Y, donde no aparece, pasas a saber exactamente qué vano es el que limita. Esto es lo que se conoce como Dynamic-Line-Rating (DLR), y es una de las funcionalidades que ofrecemos desde nuestra solución de Gemelo digital.

Implementar este tipo de nuevas herramientas basadas en Gemelos Digitales que combinen aspectos físicos y eléctricos, permite una forma de nueva forma de trabajar y ejecutar la toma de decisiones, mejorando varios aspectos: En el análisis de una conexión, permite responder a una solicitud con un estudio de viabilidad de la conexión en días y no meses, y si la respuesta es negativa, decir con precisión dónde y a qué coste la convertiría en positiva. En una priorización a nivel global, ayuda a identificar qué partes de la red suponen un cuello de botella. Y por último, en inversión, hace viable comparar sobre un mismo modelo el re-cableado, la repotenciación, la capacidad dinámica o la obra nueva antes de comprometer capital.

• Los eventos climáticos extremos están obligando a evolucionar desde modelos fundamentalmente reactivos hacia una gestión cada vez más predictiva de la red. ¿Cómo puede la digitalización ayudar a anticipar riesgos, identificar los activos más vulnerables y priorizar las actuaciones de resiliencia?

Dentro del mercado español, tenemos la siguiente situación: una sola utility llega a gastar hasta 100 millones de Euros en un solo año destinados al control forestal, mantenimiento e inspección de red. Sin embargo, esas mismas utilities se ven envueltas en situaciones como lo acontecido en la Sierra de Gádor hace unos meses, con más de 3.200 hectáreas quemadas y 8,4 millones de euros de condena, tras confirmarse que el incendio se originó en un conductor de baja tensión con el aislamiento degradado. Es decir, me gasto cantidades astronómicas en inspeccionar y mantener mi red, pero al mismo tiempo y a causa de un elemento pequeño y deteriorado en una zona de riesgo me acaba costando más de 8 millones de Euros. El problema, no es que el defecto existiera, sino que se conociera y no se priorizara.

En paralelo, la presión sobre las tarifas y el incremento de otros costes dentro de la utility, la empujan a evolucionar del «¿cuánto voy a gastar?», a «tengo esto para gastar, dónde lo gasto? ».

Se está exigiendo por tanto una transición de un mantenimiento reactivo a uno predictivo, pero para que esto tenga éxito en la práctica se necesita alcanzar una granularidad y una visión completa del activo que permita anticiparse al desastre. Es decir, ahora por ejemplo, se necesita entender con detalle y precisión qué vanos tienen distancia insuficiente con la vegetación y además cuáles de ellos están localizados en zonas críticas, y por otro lado conocer en cuáles tendré esa misma situación dentro de dieciocho meses; y la mayoría de los operadores han gestionado el riesgo siempre a nivel de zona o regiones, no de vano o de apoyo.

La digitalización ayuda, desde mi visión, en algunos puntos muy concretos: detecta el defecto a escala, es decir sobre cientos de miles de kilómetros y no sobre una muestra; permite simular el efecto del evento o un determinado escenario en la red antes de que ocurra, entregando así resultados determinando el impacto que tendrá en mis activos el viento, el hielo o el calor, o calcular el detalle y riesgo de la vegetación actual o en un un futuro; y por último, y tal vez lo más importante, creo que ordena la lista de trabajo por consecuencia – coste – riesgo, y no por calendario de inspección. Operación y mantenimiento preventivo no es solo conocer cuándo llega la tormenta. Es saber de antemano dónde y qué va a fallar primero cuando llegue, y actuar en consecuencia antes de que esto ocurra.

• Neara propone abordar estos desafíos mediante un Gemelo Digital de la red basado en modelos físicos y eléctricos, capaz de representar los activos y simular su comportamiento ante distintos escenarios. ¿Qué aporta este enfoque frente a las herramientas tradicionales y qué tipo de decisiones permite mejorar?

En muchas ocasiones veo soluciones de Gemelo Digital que suponen una simple representación 3d de la red, o un diagrama de nodos con información estática de los mismos…la diferencia entre Neara y otras soluciones radica en lo que se le puede preguntar a nuestro Gemelo. Un GIS te dice dónde está el activo. Una herramienta de diseño modela muy bien un vano, normalmente de uno en uno. Un vuelo LiDAR te da una fotografía excelente de lo que había el día del vuelo. Ninguna de las tres responde a «qué pasa si…».

Lo que hacemos en Neara es construir un Gemelo Digital de ingeniería, es decir que combina el modelado de toda la parte físico-mecánica de la red, con su comportamiento eléctrico, y lo hacemos a partir de datos que el operador normalmente ya tiene o captura regularmente —LiDAR, imágenes e inventario de activos o GiS. Una vez tenemos ese Gemelo Digital de ingeniería, podemos simular el comportamiento del mismo en múltiples condiciones, respondiendo así a preguntas como «¿qué apoyos tienen riesgo de fallo considerando las condiciones de tornados y reventones registradas el año pasado?; «¿qué le ocurre a esa línea si el río sube un metro y qué circuitos necesitaré desenergizar cuando esto ocurra considerando distancias y comportamiento eléctrico?», «¿Cuánta capacidad a más puedo inyectar en ese circuito bajo unas determinadas condiciones de consumo y de viento temperatura?», o por ejemplo, «¿cuál es la flecha de mis conductores a 80º y cómo impacta eso en el dónde, cuándo y cuánta vegetación necesito cortar?».

Para mí, dentro de la solución de Neara hay dos cosas que importan más que la palabra “Gemelo”. La primera es que es análisis y simulaciones detalladas del comportamiento físico y eléctrico, no una simple visualización, es decir los resultados son cálculos de ingeniería, defendibles ante un regulador y utilizables para tomar y firmar una decisión; La segunda es que esto se realiza a escala de red y en días, no sobre una muestra y en meses.

Esto cambian definitivamente lo que puedes preguntar a tu Gemelo Digital: se acabó el «revísame esta línea y el mes que viene la siguiente…», pasamos a «de mis doscientos mil kilómetros, qué quinientos vanos incumplen y cuáles de esos importan de verdad, y en qué apoyos tengo un riesgo y son críticos considerando el número y tipo de clientes conectados». No sustituimos a la brigada de campo, ayudamos a decidir dónde enviarla y le damos información para que optimice su tarea, permitiendo que su trabajo sea más eficiente, y en paralelo, que esa actividad de campo se decida desde el punto de vista de la priorización.

• Mirando a los próximos años, ¿cómo debería evolucionar la red eléctrica para poder absorber nuevas cargas, integrar nueva generación y afrontar un entorno climático cada vez más exigente, y qué papel aspira a desempeñar Neara en esa transformación?

Se debe pasar urgentemente de planes de mantenimiento e inversión por ciclos, a planes de inversión que analizan y correlacionan las variables riesgo, soluciones, consecuencias y el valor de estas (Risk Value Optimization – RVO). Por otro lado, necesitamos alinear el ritmo de la planificación con el ritmo de la demanda, y maximizar la red existente antes de construir. Y finalmente como comenté anteriormente, hay que avanzar desde un mantenimiento reactivo a uno predictivo y combinarlo con una visión detallada del inventario de activos, pues no puede existir ese mantenimiento predictivo con un inventario que no es preciso y en el que por tanto, no se puede confiar.

Con la solución de Neara, podemos ayudar a unificar los datos de la red, realizar análisis predictivos con simulaciones que identifiquen riesgos e infracciones bajo diferentes condiciones ambientales, permitir análisis de capacidad de la red a nivel de vanos considerando comportamiento eléctrico y físico, o identificar los apoyos con riesgo de fallo ante eventos climáticos extremos. Proponemos añadir esa capa de ingeniería que permita al operador pasar de responder en semanas-meses a en horas-días, preguntas del tipo «¿Puedo conectar esto?», «¿Aguanta más esta línea o tengo que construir un segmento nuevo?» o «¿En estas condiciones, qué y dónde se va romper primero, y cuáles son sus consecuencias?». Recientemente la ministra Sara Aagesen Muñoz ha anunciado una inversión de más de 17 mil millones de euros en el sector energético hasta 2030, desde Neara podemos y queremos contribuir a que cada euro que se va invertir en la red de las utilities, vaya al vano y al apoyo que de verdad lo necesita.