El VII Congreso Smart Grids, celebrado el 16 de diciembre de 2020 por primera vez en formato online, reunió a más de 200 congresistas tras un año energético muy activo a nivel normativo y regulatorio. La séptima edición de la cita de referencia de las redes eléctricas inteligentes en España sirvió para posicionar a las smart grids como eje de la transición energética y de la recuperación económica de nuestro país.
Organizado por Grupo Tecma Red y co-organizado por FutuRed, la Plataforma Española de Redes Eléctricas, el VII Congreso Smart Grids se celebró en un contexto en el que el sistema eléctrico vive un momento de gran relevancia motivado por la transición energética en el camino hacia la descarbonización prevista para 2050.
Los más de 200 congresistas pudieron seguir el evento en streaming a través de la web del Congreso y plantear preguntas a los ponentes en un chat habilitado para compartir conocimientos y experiencias, permitiendo la participación de todos los asistentes.
Además, el VII Congreso Smart Grids fue transmitido en tiempo real a través de Twitter con el hashtag #CongresoSG7 y el perfil @CongresoSG, que durante el periodo de organización del evento recibió más de 135.800 impresiones de sus tuits, alcanzando cerca de 10.000 visitas.
El programa del Congreso contó con una ponencia inaugural para analizar el papel de las redes eléctricas inteligentes en la transición energética en España por parte del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Mientras que la digitalización de la baja tensión, las comunidades energéticas y el almacenamiento en las smart grids protagonizaron las tres mesas redondas, en las que representantes de administraciones públicas, expertos y empresas aportaron sus experiencias y abordaron las acciones a priorizar en el modelo energético actual.
A lo largo de la jornada, los asistentes también pudieron disfrutar de las 13 ponencias orales seleccionadas por el Comité Técnico, integrado por cerca de 50 expertos en diferentes áreas relacionadas con las smart grids, en base al Llamamiento de Comunicaciones que en esta edición recibió 44 propuestas finales. Las ponencias orales estuvieron basadas en las áreas temáticas del Congreso: Modelos de Flexibilidad y Mercado; La revolución en la Baja Tensión; Las Redes Eléctricas en el contexto de las Políticas de Energía y Clima; Digitalización y Tecnologías Disruptivas; Equipos Avanzados, Control, Operación, Protección, Calidad del Suministro y Gestión de Activos en las Redes Eléctricas de Transporte y de Distribución.
Las smart grids, eje en la transición energética
El evento fue inaugurado por Raúl Suárez, presidente de FutuRed, y por Stefan Junestrand, director del Congreso Smart Grids y director general de Grupo Tecma Red. El presidente de FutuRed destacó que “la celebración del VII Congreso Smart Grids supone la constatación de que las redes eléctricas inteligentes no son solo ya una realidad, sino que se han constituido como un elemento imprescindible para nuestro sistema eléctrico que dé una respuesta al nuevo ecosistema que se está desarrollando como resultado de la transición energética”.
Raúl Suárez apuntó que el plan de recuperación de la economía española, dentro del marco Next Generation de la Unión Europea, va a ser un motor de inversiones en las redes inteligentes. Y subrayó que España parte con gran ventaja para afrontar la transición energética, “su red de distribución y transporte son un gran caso de éxito a nivel europeo, por su robustez, fiabilidad y bajo coste, además de contar con una cadena de valor industrial y de proveedores que son una referencia a nivel mundial”, aunque añadió que “queda mucho camino por recorrer en digitalizar la red, en especial la red de media y baja tensión”.
En este contexto, destacó la importancia de potenciar los incentivos a la innovación y el desarrollo de innovaciones tecnológicas creando mecanismos legislativos que permitan evolucionar y desarrollar sandboxes.
Por su parte, Stefan Junestrand contextualizó la celebración del VII Congreso Smart Grids en un momento de máxima relevancia, “cinco años después del Acuerdo de París y tras la reciente aprobación de nuevos marcos normativos en materia de energía, que aspiran a impulsar la reactivación económica y la transición energética en nuestro país, además de potenciar las smart grids como un elemento clave en este proceso de transformación”.
El papel de las redes eléctricas en la transición energética de España
La ponencia inaugural fue impartida por Miguel Rodrigo, jefe Dpto. Marco Regulatorio y Estrategia Corporativa del IDAE, que analizó «El papel de las redes eléctricas en la transición energética de España» con una visión amplia en el marco del Plan de Recuperación presentado por el Gobierno español.
Miguel Rodrigo destacó que 2020 ha sido un año energético muy activo en España, con la aprobación de nuevas normativas, nuevo marco de subastas y el desarrollo de varias consultas públicas. Entre otras cosas, destacó la aprobación del Real Decreto-ley 23/2020, el borrador de la Estrategia de Almacenamiento Energético, la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable, y adelantó que se llevará a cabo una Manifestación de interés en el ámbito de las redes inteligentes y del plan de recuperación.
A nivel europeo, realizó un repaso de las aprobaciones llevadas a cabo en los últimos años por la Comisión Europea, como el Paquete de Energía Limpia de la UE, la Estrategia para una Europa climáticamente neutra o el Pacto Verde Europeo, entre otros. Y analizó las tendencias europeas en política energética: la flexibilidad, la electrificación y la ambición reforzada.
Asimismo, el representante del IDAE analizó la transición energética como palanca de recuperación. En octubre el Gobierno de España presentó el Plan España Puede, que incluye tanto reformas como inversiones. Miguel Rodrigo detalló diez políticas palanca de reforma estructural para un crecimiento sostenible e inclusivo, destacando la transición energética justa e inclusiva, que supone un 9% del conjunto del plan y contempla el despliegue de energías renovables, infraestructuras eléctricas inteligentes, almacenamiento y flexibilidad, hidrógeno renovable y la Estrategia de Transición Justa.
Miguel Rodrigo también se refirió a los objetivos marcados por la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo, el Marco Estratégico de Energía y Clima, y el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, destacando que la Comisión Europea lo “ha valorado muy positivamente, una muy buena base para el desarrollo del plan de recuperación”.
Por último, en la ponencia inaugural se subrayó la importancia de la eficiencia energética y se repasaron los objetivos del PNIEC. En cuanto a las inversiones, más de un 24% se prevé que vaya destinado a redes y electrificación, y respecto a la electricidad de origen renovable, se contempla pasar de un 40% del nivel actual a un 72% en 2030. Miguel Rodrigo destacó “el reto que supone este cambio y la necesidad de cooperación”.
Red de baja tensión, vehículo eléctrico y servicio digital
A continuación, el primer bloque de ponencias del VII Congreso Smart Grids intentó aportar luz a cómo las redes eléctricas están respondiendo a los retos de transformación del sector para convertirse en papel habilitador como elemento de la transición energética. Moderado por Susana Bañares, jefa del Departamento de Gestión Demanda y Redes Inteligentes de Red Eléctrica de España (REE), en este primer bloque se presentaron tres proyectos sobre la digitalización de la red de baja tensión, la incorporación del vehículo eléctrico y la utilización de las tecnologías digitales para la gestión de activos de distribución.
La primera ponencia, titulada «Proyecto PASTORA, sensorización y control de la red de baja tensión», fue presentada por Roberto Martínez, responsable de Ingeniería de Producto en Dirección Técnica de Ormazabal. El proyecto PASTORA se ha desarrollado en una red real de Endesa en Málaga, con la sensorización total y parcial provenientes del proyecto MONICA finalizado en 2018. El objetivo de PASTORA ha sido avanzar en el desarrollo de soluciones inteligentes e innovadoras de lo que serán las smart grids. El hardware y el software han sido las dos patas fundamentales del proyecto, aunque la presentación se centró en el hardware.
Con los desarrollos realizados, Roberto Martínez destacó que se da un paso más en la mejora de la información del control de las redes de baja tensión mejorando la eficiencia y la calidad de la red, y permitiendo la incorporación de forma masiva de la generación distribuida en BT y el vehículo eléctrico. Como conclusión, destacó que se ha dado visibilidad a una parte de la red normalmente opaca, que es la red de baja tensión, que hasta ahora no se tenía monitorizada, consiguiendo que la red de BT se comporte como la red de distribución y de transporte, “algo fundamental para los retos tanto tecnológicos como climáticos a los que las compañías eléctricas se tendrán que enfrentar en los próximos años”, señaló Martínez.
«Digitalización y gestión de la infraestructura de recarga del vehículo eléctrico para su integración eficiente en la red de distribución» fue el título de la segunda ponencia del Congreso llevada a cabo por Pilar Calatayud, investigadora en el área de Smart Grids y Algoritmia del Instituto Tecnológico de la Energía (ITE), quien destacó que la digitalización de la infraestructura de recarga del vehículo eléctrico “causará un impacto positivo, puesto que podremos aprovechar su flexibilidad como almacenamiento dinámico, y con ello la contribución de mayor integración de renovables en el mix eléctrico”.
Pilar Calatayud explicó el diseño del piloto de recarga implementado en ITE como ejemplo de infraestructura digitalizada, compuesto por dos vehículos eléctricos, dos estaciones de recarga y una red de distribución de BT. “No es un piloto simulado, es un piloto real en una red existente de baja tensión”, destacó la ponente. Los resultados del piloto demuestran la importancia de digitalizar la infraestructura de recarga y una correcta planificación de las estaciones (localización, modo de carga, etc.) para garantizar la calidad de suministro, así como gestionar la infraestructura de recarga e implantar algoritmos de carga controlada que tengan en cuenta el estado de la red para evitar que tenga un impacto negativo sobre ella.
La última ponencia de este primer bloque corrió a cargo de Ángel Silos, Power Services Business Developer de Schneider Electric España, que habló sobre la «Gestión de activos de las redes de distribución eléctrica. Digitalización y servicio digital en el centro de transformación». En su exposición, Silos destacó que “no solo hay que monitorizar, sino también controlar los activos”. Explicó que, tras el crecimiento exponencial en los últimos cinco años, se ha permitido desarrollar algorítmica y sensórica para poder recabar nuevas informaciones. “Esto ha permitido introducir el concepto de servicio digital, y ahora el salto está en dar ese servicio digital”, apuntó el ponente.
En este sentido, Schneider Electric ha llevado a cabo una serie de pilotos con otras compañías en Suecia, Grenoble y Nueva Caledonia con infraestructuras diferentes: E.ON (Suecia), GreenAlp (Grenoble) y EEC Engie (Nueva Caledonia). “Hemos aplicado este servicio digital con la idea de monitorizar, y estamos obteniendo resultados interesantes para aplicar en equipos nuestros y de terceros”, explicó Ángel Silos. Como conclusiones del proyecto destacó que el servicio digital, en un avance en la gestión de la red eléctrica, permite alargar la vida útil de los activos y optimizar el mantenimiento de las inversiones (CAPEX to OPEX), además de la combinación del servicio digital con el mantenimiento basado en condiciones y la integración del servicio digital en la estructura de gestión.
La digitalización de la baja tensión y su integración en las smart grids
La primera mesa redonda del VII Congreso Smart Grids abordó «La Digitalización de la Baja Tensión y su Integración en las Smart Grids», con la intervención de Carmen Gimeno, secretaria general de GEODE; Arturo Pérez de Lucía, director gerente de la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso del Vehículo Eléctrico (AEDIVE); Javier Rodríguez, de la Agrupación de Fabricantes de Contadores de Energía Eléctrica (AFCE), y Ángel Silos, Power Services Business Developer de Schneider Electric España. Para comenzar, la moderadora, Cristina Corchero, jefe del Grupo de Economía de la Energía del Instituto de Investigación en Energía de Cataluña (IREC) cuestionó por qué la digitalización de la baja tensión es tan importante en las redes de distribución y por qué llevar este proceso de digitalización a este último tramo de la red de distribución.
La secretaria general de GEODE destacó que el 99% de los clientes domésticos están conectados a la red de distribución en Europa, y en este contexto de transición energética la red de distribución va a tener papel fundamental como facilitadora de nuevos modelos de negocio que tienen en su centro al consumidor activo. Carmen Gimeno apuntó que el distribuidor se convertirá en un minitransportista local de su red de distribución. “Y todo ello sin la digitalización de las redes no será posible”, aseguró, añadiendo como un pilar fundamental “el contador inteligente, ya superado con casi un 100% en nuestro país”.
Del papel del vehículo eléctrico habló Arturo Pérez de Lucía, de AEDIVE, quien recordó el objetivo europeo de 30 millones de vehículos eléctricos en 2030, 5 millones de ellos en España. “Más allá de la movilidad sostenible, la clave es que las energías renovables adquieran más protagonismo. El vehículo eléctrico será cada vez más protagonista porque llegará la carga bidireccional. El sistema de recarga rápida de VE europeo estará listo en un par de años, y cuando lo haga la digitalización de las redes permitirá la monitorización de estos flujos de forma eficiente”, afirmó.
Por su parte, Javier Rodríguez, de AFCE, habló de la digitalización de la red, apuntando al despliegue de contadores inteligentes como la evidencia más clara. “Hemos avanzado mucho, hemos pasado de una red BT con un nivel muy bajo de observabilidad a una red BT con sensores inteligentes totalmente distribuidos”. Y apuntó dos retos: cómo sacar provecho de todos los datos, y cómo utilizar la inteligencia distribuida en todos esos contadores inteligentes para facilitar la conexión de baja tensión.
El papel de minitranportista en el caso de la red de distribución fue calificado por Ángel Silos, de Schneider Electric, como un hecho, “habrá que dar un salto adicional y aplicar una gestión del activo”. Subrayó la importancia de los datos obtenidos de los contadores inteligentes y poder determinar a qué activos habrá que dar mayor o menor atención, y ver su evolución. La moderadora de la mesa redonda planteó qué necesita la red de distribución BT en España para dar un servicio digital, y Ángel Silos apuntó la necesidad de profundizar en la digitalización con la sensórica adicional que se está desarrollando.
A continuación, Cristina Corchero planteó la cuestión de qué aplicaciones nuevas podrán soportar los contadores inteligentes. Javier Rodríguez respondió que se puede dar soporte de forma local y que el principal reto es cómo sacar máximo provecho a esta información. En cuanto a los retos de la movilidad eléctrica, el director gerente de AEDIVE explicó cómo mitigar el impacto en el sistema eléctrico “mediante las redes inteligentes incorporando tecnología digital para que una comunicación fluida en ambas direcciones tenga sentido entre la instalación y el usuario”. Identificó como ventajas la transmisión más eficiente de la electricidad, la reducción de costes y de los picos de demanda, además de la integración más eficiente del consumidor como prosumidor y, en definitiva, una mayor seguridad.
Por otro lado, se habló de estandarización. En este punto la secretaria general de GEODE indicó que en Bruselas se está trabajando en una directriz de interoperabilidad de acceso e intercambio de datos, y está previsto que se formalice en 2021. Por su parte, Javier Rodríguez advirtió que en lo que respecta a la medición, integración del vehículo eléctrico y distribución en baja tensión, queda mucho camino por desarrollar. Y Arturo Pérez de Lucía afirmó que en la movilidad todavía hay retos importantes, “más allá de la digitalización, hay retos tecnológicos y en la infraestructura. Cuando los vehículos eléctricos puedan tomar y entregar energía, el papel de la electrificación del transporte en las redes será mucho más importante”.
La mesa redonda «La Digitalización de la Baja Tensión y su Integración en las Smart Grids» se terminó con una frase resumen de cada uno de los participantes. Carmen Gimeno destacó que “la digitalización de las redes de distribución y la flexibilidad son dos caras de una misma moneda”, mientras que Javier Rodríguez concluyó que “la telegestión es un aporte importante a las smart grids. Lo que toca ahora es tratar de explotar esta herramienta que tenemos para entregar los datos y mayores desarrollos a futuro para aumentar la flexibilidad”. Arturo Pérez de Lucía subrayó la importancia de “hacer del vehículo eléctrico un instrumento de eficiencia energética que tenga valor para la red eléctrica”, y Ángel Silos afirmó que “para una red flexible y adaptada al futuro necesitamos digitalización, automatización y gestión del uso”.
Ejemplos de digitalización
En el segundo bloque de ponencias del VII Congreso Smart Grids, moderado por Mónica Aguado, directora del Departamento de Integración en Red del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), se presentaron distintos ejemplos de digitalización.
“De la compra de RTUs a una estrategia de digitalización: La experiencia de los grandes DSO alemanes» fue la primera de las exposiciones del segundo bloque de ponencias. Benito Ignacio Pérez, Business Development Manager de Lacroix Group Spain, mostró cómo la experiencia de los grandes DSO en Alemania, con los que la compañía trabaja desde hace años, ha cambiado el paradigma de las RTU que han pasado a ser un elemento clave de una estrategia de digitalización. En concreto, la RTU pasa a tratarse como un sistema y se encarga de la interconexión de los distintos elementos.
Con la estrategia de haber colocado la RTU como un cuadro de telecontrol estándar se consiguen beneficios, como la mejora en la fiabilidad, la estandarización entre fabricantes, el alto grado de innovación, el aumento del nivel de seguridad, y la reducción de tiempos y costes. “Se trata de una estrategia que ha dado muy buenos frutos, pero es una estrategia viva con la que se está trabajando a futuro”, destacó el representante de Lacroix Group Spain. Aún quedan algunas etapas, como la configuración de los módem y la estandarización de direcciones MODBUS.
A continuación, Félix García-Torres, responsable de Laboratorio y Microrredes del Centro Nacional del Hidrógeno, impartió la ponencia titulada «Microrredes Cooperativas con funcionalidades avanzadas: Flexibilidad y Resilencia». Se mostraron los desarrollos llevados a cabo en el marco del proyecto Interreg SUDOE Improvement, que tiene como objetivo la instalación de microrredes en instalaciones y edificios públicos con cargas críticas. El proyecto europeo, liderado por el Centro Nacional del Hidrógeno, se centra en la reconversión de este tipo de instalaciones a Zero Energy Building mediante el uso de microrredes combinadas de calor, frío y electricidad, con almacenamiento híbrido de energía y control activo del neutro.
Se propone la instalación de microrredes cooperativas en lugar de una única microrred para la integración de renovables, y se ha desarrollado un software basado en control predictivo distribuido que permita dar soporte de flexibilidad al operador del sistema. Entre las conclusiones de la ponencia, Félix García-Torres destacó que tanto las microrredes como la metodología MPC (de control predictivo basado en el modelo) se presentan como “una herramienta de gran potencial no sólo para el desarrollo de funcionalidades avanzadas para microrredes, sino para solventar los problemas de optimización que la descarbonización de las smart grids traerá consigo”.
Finalmente, el segundo bloque de ponencias se cerró con el proyecto GAMMA. Ramón Gero, ingeniero I+D del Instituto Tecnológico de la Energía (ITE), desarrolló la ponencia «Gestión digitalizada de la energía, autoconsumo, movilidad eléctrica y almacenamiento (GAMMA)». El fin del proyecto, ya operativo y disponible para las empresas, es implementar pruebas de concepto que validen nuevas soluciones tecnológicas y modelos de negocio para el desarrollo de comunidades energéticas locales. Con este objetivo se dispone de herramientas de modelado y simulación, con tecnologías punteras basadas en big data, gemelo digital, predicción, simulación continua, modelado, etc. “Representa un entorno flexible donde el piloto se adapta al producto, y no el producto al piloto”, destacó Ramón Gero.
El piloto dispone de un entorno físico y real, cuyos recursos están totalmente digitalizados mediante herramientas avanzadas de simulación. En el piloto se cuenta con generación renovable, con instalaciones eólicas y fotovoltaicas, infraestructura de recarga de VE, hasta 10 sistemas de almacenamiento con arquitecturas tanto de forma centralizada como distribuida de hasta 120 kw hora, y toda una capa de sensorización y de monitorización, con la comunidad energética representada por los dos edificios del ITE. El ponente recalcó la importancia de tener entornos como este, controlados y demostrativos, donde poder probar este tipo de desarrollos, tanto de algoritmia como de equipamiento hardware.
Las comunidades energéticas
Las comunidades energéticas fueron las protagonistas de la segunda mesa redonda, bajo el título «Comunidades Energéticas: nuevos modelos de consumo compartido», en la que intervinieron Sara de la Serna, del Dpto. de Gestión de la Demanda e Integración de Renovables en RED del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE); Irene Bartol, secretaria general de la Asociación de Empresas Eléctricas (ASEME); Ismael Morales, Responsable de Comunicación de la Fundación Renovables; y Laura Feijóo, coordinadora del Área de Autoconsumo de Ecooo Revolución Solar. El moderador, Ángel Díaz, miembro del Grupo Gestor Futured y director de Smart Grids and Storage Business Area de Tecnalia, destacó la temática de máxima actualidad de la mesa redonda: poner el consumidor en el centro.
En primer lugar, Sara de la Serna explicó que, a nivel normativo, España cuenta con el Real Decreto 23/2020 donde se recoge la figura de las comunidades de energías renovables, y desde el año pasado se han llevado a cabo una serie de medidas, como la publicación de una guía del IDAE, las ayudas Feder que contemplan como beneficiarias a este tipo de comunidades, así como la consulta pública previa desarrollada recientemente.
A continuación, Ángel Díaz preguntó por los puntos clave para abordar las comunidades energéticas. Ismael Morales afirmó que “para que su implementación sea un éxito, es fundamental identificar a los sujetos en la participación, junto a la importancia de abrir tramos para las comunidades energéticas en las subastas energéticas”. Por su parte, Irene Bartol señaló que es necesario incluir en el escenario regulatorio ciertos principios básicos, así como tener un sistema interconectado que asegure la calidad y seguridad de suministro, y apostar por un enfoque global, “que el desarrollo de las actividades que las comunidades puedan realizar sea en igualdad de condiciones que el resto de los agentes”.
Por otro lado, Laura Feijóo abordó la importancia de las personas, que se tienen que situar en el centro de la creación de comunidades energéticas. “Y para que las personas se lo crean desde el sector tenemos que hacer mucha pedagogía, explicar y hacer entender que estamos hablando de algo sencillo y alcanzable por todas las personas”. Después el debate se centró en cómo difundir y fomentar la participación de los ciudadanos. “La administración que está más cerca de la ciudadanía, los ayuntamientos, pueden dar ejemplo con gestos tan sencillos como poner en marcha una instalación de autoconsumo en la cubierta del ayuntamiento”, indicó la representante de Ecooo. En esta misma línea, Ismael Morales añadió que “más allá de un marco regulatorio y jurídico estable, la administración pública en todos sus niveles debe contar con planes de comunicación claros, mensajes positivos, que los ciudadanos comprendan con una lectura sencilla que ellos pueden ser uno de los principales actores de la transición energética”.
En la mesa redonda también se analizó el rol de los DSO. Irene Bartol apuntó que el distribuidor “va a ser un partner de las comunidades energéticas, con un papel claro de cooperación”. La secretaria general de ASEME también aludió a la importancia de los datos, “el distribuidor tiene que permitir por descontado el acceso al dato. Las plataformas de datos tienen que permitir que las comunidades energéticas sean una realidad”.
El moderador planteó el papel que la innovación puede tener en el concepto de comunidades energéticas, a lo que Sara de la Serna respondió que las comunidades energéticas se basan en la innovación a dos niveles: social y de modelo de negocio. Además, la privacidad de los datos tuvo cabida en la mesa redonda. El responsable de Comunicación de la Fundación Renovables destacó que es fundamental en las comunidades energéticas avanzar para que todos los usuarios tengan un acceso más libre, real e inmediato a todos los datos, mientras que la representante del IDAE apuntó que en cualquier ámbito los datos son fundamentales para el desarrollo de nuevos modelos de negocio.
El último punto abordado en la mesa redonda fueron las diferencias de España en la materia con respecto a Europa. Al respecto, Irene Bartol explicó que existen distintos contextos y factores que pueden incentivar las comunidades energéticas. Países como Dinamarca y Alemania tienen experiencias y mayor grado de madurez en el desarrollo de estas comunidades energéticas, mientras que, a nivel español, por ejemplo en la Comunidad Valenciana, el desarrollo de cooperativas es algo más implantado que en otras zonas geográficas. “La concienciación social ha sido un factor para incentivar el desarrollo de las comunidades energéticas”, aseguró.
Para terminar, el moderador pidió una frase a los ponentes como conclusión de la segunda mesa redonda del Congreso. Laura Feijóo destacó que se va a conseguir “desde ahora que las personas sean dueñas de su propia energía”; Ismael Morales que “las comunidades energéticas son el contrapunto necesario al modelo actual centralizado y dependiente de los combustibles fósiles”; Irene Bartol definió a las comunidades energéticas como “una opción más para lograr la descarbonización, partiendo de un sistema interconectado y garantizando la calidad y seguridad del suministro”, mientras que Sara de la Serna solo utilizó dos palabras: “Futuro cierto”. El moderador coincidió en que existe un gran componente de innovación social y de adaptación a nuevos modelos. “Las comunidades energéticas son una herramienta más para la descarbonización y para la transición energética que tenemos que aprovechar para llegar a esos objetivos tan ambiciosos que tenemos”, concluyó Ángel Díaz.
Dos proyectos y una red de excelencia dedicados al almacenamiento
El almacenamiento energético centró el tercer bloque de ponencias del Congreso, con la presentación de dos proyectos de almacenamiento y una red de excelencia dedicada al almacenamiento (ALMAGRID). La moderadora de este bloque, Anabel Soria, de la Secretaría Técnica de FutuRed, recordó que en el PNIEC el almacenamiento juega un rol importante para mayor flexibilidad con el fin de mejorar la gestión de las redes eléctricas. Se prevé un almacenamiento de 6 GW para incorporar a las redes eléctricas, además de la elaboración de la Estrategia de Almacenamiento.
La primera ponencia se basó en el «Piloto de Almacenamiento de Energía conectado a la red de distribución de Viesgo». Gabriel Pellicer, responsable de Control de Construcción y Trabajos en el Territorio de Cantabria y Castilla y León de Viesgo Distribución, presentó la integración del proyecto, y Miguel Ángel Pérez, responsable de la Oficina Técnica de ZIGOR Corporación, la solución tecnológica.
Viesgo ha llevado a cabo este piloto de almacenamiento de energía en la localidad de San Vicente del Monte, en el Ayuntamiento de Valdáliga en Cantabria, basándose en la tecnología de convertidor y baterías de iones de litio de Zigor Corporación que ha permitido mejorar la calidad del suministro, y asegurar la continuidad del mismo ante posibles incidencias en la red MT/BT de alimentación de la localidad. El proyecto está basado en un sistema de baterías de litio, con 250 kVA de potencia y 232 kWh de energía. Además de los modos habituales, se ha activado el desarrollo de un modo de funcionamiento automático Viesgo que permite la integración con la operativa del centro de control, pudiendo ser monitorizado y operado desde el mismo mediante la incorporación de las señales, alarmas y mandos que lo permiten.
Otro proyecto de almacenamiento fue el presentado por Soraya Romo, directora general de BATTERYCARE, quien desarrolló la ponencia «Optimización del TCO en baterías mediante monitorización en tiempo real del estado de salud con modelos avanzados». El proyecto consiste en un sistema de monitorización y diagnóstico en tiempo real del estado de salud de las baterías de subestación y smart grids, que ha sido desarrollado e implementado para i-DE Grupo Iberdrola. “La innovación fundamental del proyecto se basa en el método de diseño y validación del modelo de diagnóstico, que utiliza como estrategia de identificación las correlaciones entre variables medibles y los parámetros electroquímicos de cada batería”, explicó Soraya Romo.
Con este proyecto, BCARE ha sido capaz de ofrecer una mejora fundamental de la gestión de diseño y explotación del parque de baterías, así como la puesta en marcha de un sistema de gestión y monitorización de las mismas, tanto en subestaciones como en smart grids, garantizando la elección de las mejores tecnologías y fabricantes para cada aplicación. Como conclusión, Soraya Romo resaltó la importancia de analizar pormenorizadamente las necesidades y requisitos de cada caso para optimizar la estrategia de elección, gestión y cuidado de las baterías, en función de las exigencias reales de cada aplicación. La ponente añadió que los primeros prototipos están ya preparados para ser instalados en breve en campo.
El bloque de ponencias dedicado al almacenamiento se cerró con la presentación de la «Iniciativa Estratégica ALMAGRID: Integración de tecnologías avanzadas de Almacenamiento de Energía para aplicaciones de red», a cargo de María Yáñez, investigadora doctora de CIDETEC Energy Storage. El objetivo de la Red de Excelencia Cervera ALMAGRID es constituir una alianza de centros tecnológicos para contribuir en la elaboración de un plan de actuaciones estratégicas y tecnológicas que permitan desarrollar sistemas de almacenamiento avanzados para dar respuesta a las necesidades de integración masiva de tecnologías de generación renovable en la red eléctrica.
Con una duración de tres años (2020-2022) y un presupuesto total de 3.951.489 euros, con la financiación del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI) del Ministerio de Ciencia e Innovación de España, es llevado a cabo por Cidetec, como coordinador, junto a Tekniker, ITE y Circe. A través de un plan estratégico de colaboración, la iniciativa persigue desarrollar soluciones y aportar valor a la industria española en el ámbito del almacenamiento de energía, con el objetivo de aumentar su competitividad. ALMAGRID contempla un escenario de excelencia reforzada en red y coordinación de esfuerzos, para posicionarse como un referente para la industria del sector.
El almacenamiento en las redes eléctricas inteligentes
Continuando con la misma temática, «Retos y Oportunidades del Almacenamiento en las Redes Eléctricas Inteligentes» fue el título de la tercera y última mesa redonda celebrada en el Congreso, moderada por Luis Manuel Santos, presidente de BatteryPlat, con la participación de Miriam Bueno, subdirectora general de Prospectiva, Estrategia y Normativa en Materia de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (Miteco); Javier Brey, presidente de la Asociación Española del Hidrógeno, AeH2; Joaquín Chacón, director académico del Instituto de Almacenamiento Energético Albufera; y Rodolfo Martínez, head of Global Networks Regulation en Iberdrola Redes Eléctricas Inteligentes.
En primer lugar, Luis Manuel Santos planteó en la mesa redonda cómo aprovechar el potencial de las smart grids en el despliegue de la tecnología de almacenamiento. La representante del Miteco apuntó que se puede sacar “el máximo aprovechamiento del almacenamiento detrás del contador. De una manera flexible, inteligente e integrada, las smart grids puedan optimizar su uso”. También señaló la medida específica 3.9, dentro de la Estrategia de Almacenamiento, que trata de aprovechar el potencial del almacenamiento para la gestión inteligente de la energía.
Seguidamente se puso encima de la mesa el hidrógeno verde como elemento clave en la transición energética. El presidente de AeH2 defendió que “es necesario acoplar la oferta a la demanda, y eso lo puede hace el hidrógeno. El hidrógeno es una solución completa y global que permite alcanzar la descarbonización de todos los sectores”, aseguró. Por otro lado, Rodolfo Martínez defendió el bombeo hidroeléctrico, “una tecnología ya madura, cuyo coste final hace que pueda ser la más competitiva”. No obstante, destacó que según se vaya avanzando hacia 2030, se irán incorporando nuevas tecnologías de almacenamiento, muchas de ellas ya existentes y otras que irán evolucionando. “Junto con el bombeo, la tecnología de almacenamiento con baterías ion litio es la más común. Ya vamos teniendo tecnología, pero nos hace falta una buena solución de almacenamiento a largo plazo, estacional”.
El papel de las baterías fue defendido por Joaquín Chacón, destacando tres características técnicas: la eficiencia, la inmediatez de respuesta y la capacidad de potencia por unidad de espacio que ocupa, con un ratio superior a otros sistemas; además de destacar el impacto económico de la inversión de las baterías y los costes operativos. No obstante, el presidente del Instituto de Almacenamiento Energético Albufera prevé “un escenario de diferentes tecnologías de almacenamiento de energía en el futuro, no solo con las baterías. Podemos llegar a tener unas infraestructuras de almacenamiento perfectamente compatibles entre sí y que cubran las diferentes necesidades del suministro eléctrico en el futuro”. Por su parte, Rodolfo Martínez señaló que las baterías van a ser muy eficaces para la flexibilidad de corto plazo, “el problema ya lo encontramos en el almacenamiento estacional, para llevar energía renovable de la primavera al invierno los costes se disparan. Hace falta mayor inversión e investigación”.
Durante la mesa redonda también se habló de las nuevas oportunidades para la recuperación económica que se identifican en la Estrategia de Almacenamiento. Miriam Bueno afirmó que los planes de recuperación y resiliencia “tienen una fuerte componente de recuperación verde y el almacenamiento estará en el centro”. Y anunció que próximamente se lanzará una manifestación de interés para recoger iniciativas del Plan de Recuperación dentro del componente 8 orientado al almacenamiento energético, entre otras cuestiones.
Finalmente se analizó el papel del almacenamiento en las comunidades energéticas locales. Miriam Bueno señaló que la clave estaría en tecnologías detrás del contador y con su participación en redes inteligentes, mientras que la clave para Joaquín Chacón será “la multidireccionalidad de flujos de energía que habrá que controlar a mayor número de comunidades locales de energía”. Rodolfo Martínez opinó que dependerá del contexto de red y de país siendo el propio mercado el que lo decida, mientras que Javier Brey destacó que “el almacenamiento va a venir a satisfacer distintas necesidades, va a jugar un papel fundamental dentro de estas comunidades y va a ayudar a dar un mejor servicio a la red a la cual se encuentran conectadas”.
Al igual que las otras mesas redondas del Congreso, esta mesa concluyó con las frases de cierre de los ponentes participantes. Miriam Bueno destacó que “el almacenamiento energético y las smart grids presentan importantes sinergias para la recuperación económica”; Javier Brey que “para lograr la plena integración 100% renovable es necesaria una gestión de esa energía y el hidrógeno puede formar parte de esa gestión”; Joaquín Chacón que “las baterías actuales no son las definitivas, están en un cierto grado de desarrollo y a partir de 2025 veremos soluciones mucho más atractivas para todos los operadores y agentes de la red”. Por último, Rodolfo Martínez subrayó que “electrificando la economía y utilizando todas las tecnologías disponibles (hidrógeno, baterías, bombeos hidroeléctricos) vamos a poder conseguir la descarbonización del sistema eléctrico”.
Gestión de los activos de la red, economía circular, precios de la electricidad y ciberseguridad
Diferentes temáticas tuvieron cabida en el cuarto bloque de ponencias, abarcando aspectos como los datos de las smart grids para la gestión de los activos de la red, la economía circular, la predicción de los precios de la electricidad y la ciberseguridad. Begoña Molinete, responsable de Proyectos de la Asociación Cluster de Energía del País Vasco, fue la encargada de moderar este último bloque de ponencias del Congreso.
David Gómez, responsable de Mantenimiento de Red Este Norte de i-DE Redes Eléctricas, presentó la ponencia «Herramienta metaheurística de asistencia a la toma de decisiones de inversión en renovación de cables MT, con datos disponibles de la Smart Grid». Se trata de un trabajo conjunto desarrollado entre i-DE e ITE, que abarca la utilización de los datos obtenidos de las smart grids para priorizar la renovación de cables con los recursos disponibles. En la ponencia se analizaron los retos a resolver y el origen de la herramienta, así como la metodología utilizada para su creación y las líneas futuras, al ser un proyecto en desarrollo.
Se basa en una herramienta de apoyo a la toma de decisiones para atenuar el impacto de las averías en red subterránea MT sobre la continuidad del suministro eléctrico. La herramienta se aplica en cables subterráneos de Media Tensión de aislamiento de papel impregnado en aceite (PILC) a renovar de la ciudad de Valencia. Se proporciona como resultado un índice de priorización que se atribuye a cada tramo PILC de la Región Este de España de i-DE, un índice actualizado con el registro sistemático de incidencias y el avance de la ejecución de la renovación planificada. Como conclusión, David Gómez destacó que este desarrollo ayuda a la toma de decisiones para la realización de inversiones, permite priorizar los datos de la smart grid convirtiéndolos en información, y posibilita ir pensando en líneas futuras, como la obtención de nuevos datos a obtener de la smart grid, la extensión de esta herramienta a otras ciudades y regiones de la compañía, y la extensión de este modelo de herramienta a la gestión de otros activos de la red.
La siguiente ponencia se basó en el concepto Grid Mining para la circularidad de la red de distribución. Jorge Sánchez, de Economía Circular de e-distribución, presentó «Grid Mining: Clave en la circularidad de la distribución eléctrica» para tratar de aplicar un modelo de economía circular a los procesos habituales y a los nuevos procesos dentro de la red. Para ello explicó el concepto de Minería Urbana, clave en el modelo de economía circular, centrándose en los materiales metales que son los que están en la red de distribución.
En la ponencia se defendió que entendiendo el ciclo completo de los materiales se podrá avanzar en la aplicación de la economía circular en el ámbito de la distribución eléctrica. El objetivo es definir un nuevo concepto, denominado Grid Mining, estableciendo sus particularidades como la composición de su veta y flujo de materiales. Del análisis de la mina de e-distribución se obtiene que cuenta con más de 986.000 toneladas de material, dividido en metales, aluminio, cobre y distintos tipos de aceros. El año pasado se generaron cerca de 2.500 toneladas de metales, “con lo cual es necesario hacer una planificación de lo que está terminando el ciclo de vida de la red, de poner los mecanismos de la tecnología necesaria para poder valorizar todos estos materiales”, señaló Jorge Sánchez. Según las cifras aportadas, en Endesa e-distribución el 100% de la chatarra metálica es valorizada, y el estudio de la minería urbana permite optimizar todos los procesos de circularidad referentes a la red de distribución.
La predicción de los precios de la electricidad fue la temática central de la ponencia de David Ribó, técnico superior de Investigación en la Universitat Politècnica de València, titulada «Análisis del efecto de las tecnologías de generación eléctrica, demanda y de las conexiones internacionales en el precio del mercado diario del MIBEL mediante modelos de regresión multivariable”. El análisis se realiza ante la pregunta de cómo va a evolucionar el precio medio del mercado de la electricidad ibérico en un contexto de transición energética en el que las grandes inversiones van a darse en energías renovables con unos costes marginales cercanos o incluso cero.
Se plantean herramientas estadísticas para hacer análisis agregados de hasta 29 variables para ver la correlación del precio de electricidad en los tres últimos años, y se identifican los parámetros que afectan positivamente a los valores del precio de la electricidad y los que lo disminuyen. “Lo que vemos es que el modelo de regresión multivariable se ajusta bastante bien”, explicó David Ribó, quien afirmó que, si se cumple lo planteado en el PNIEC, se verá el fenómeno conocido como la canibalización de precios por parte de las energías renovables. “Nos planteamos si deberíamos comenzar a plantear estos temas, empezar a hablar de ello. Si también son necesarias nuevas normativas”, concluyó el ponente.
Finalmente, la ponencia sobre ciberseguridad de Iñaki Angulo, gestor de Proyectos de I+D de Tecnalia, fue la última en presentarse en el Congreso. Bajo el título «Modelo de concienciación y buenas prácticas en ciberseguridad para empresas del sector eléctrico», la ponencia no se basó en tecnología, si no en los procesos de orientación para mejorar la formación de las personas.
Dentro del proyecto europeo SDN-microSENSE se ha desarrollado un Modelo de Concienciación y Buenas Prácticas en Ciberseguridad, con tres elementos fundamentales: modelo de competencias en ciberseguridad, modelo de madurez para la empresa y modelo de evaluación. El primero de ellos incluye un catálogo de 16 roles existentes en las empresas eléctricas y las competencias en ciberseguridad que deben ser adquiridas por las personas que desempeñan cada uno de esos roles. El modelo de madurez consiste en ocho procesos y 80 prácticas que son necesarias desplegar por la empresa para gestionar de una manera más efectiva la sensibilización, formación y buenas prácticas en ciberseguridad. Y, por último, la herramienta de evaluación permite valorar y conocer el nivel de madurez alcanzado por la empresa en el despliegue de estos procesos y prácticas.
Clausura del VII Congreso Smart Grids
Tras una intensa jornada de debate y conocimientos, llegó la clausura del VII Congreso Smart Grids, en la que participó Francisco Barceló, vicepresidente de FutuRed, que realizó un repaso a todo lo acontecido y tratado durante el evento. “Ha sido una jornada intensa, dinámica y fresca en el contenido. Felicito por una agenda equilibrada”, subrayó el vicepresidente de FutuRed.
Entre otras cuestiones, destacó el consenso mostrado durante el evento de que “la digitalización de las redes en todos sus niveles es la piedra angular para integrar los nuevos usos de la energía y las nuevas formas de generación verde en las redes eléctricas. La mayor electrificación de los consumos y la mayor adopción de generación de energía sostenible es la única opción real hoy en día para alcanzar los objetivos climáticos”, a lo que añadió que “la única manera de cambiar la trayectoria del clima es un esfuerzo en los distintos ámbitos: generación, distribución y consumo”.
Francisco Barceló apuntó que España parte con una gran ventaja, “tenemos una red de distribución de primer nivel, pero tenemos también un gran camino por recorrer, como una mayor electrificación del consumo, el desarrollo del autoconsumo y de las agrupaciones de consumidores, la movilidad eléctrica y el almacenamiento”.
Por último, el director del Congreso, Stefan Junestrand, mostró su agradecimiento a los miembros del Comité Técnico, organizaciones y asociaciones colaboradoras, apoyos institucionales, empresas patrocinadoras, moderadores, ponentes y congresistas. “Hemos disfrutado de una jornada con un programa excelente, gracias a la ponencia inaugural, mesas redondas con debates de altísimo nivel, y ponencias con una gran variedad de temáticas que realmente reflejan la amplitud y complejidad del sector de las smart grids”, concluyó Stefan Junestrand.
Patrocinios, colaboradores y apoyos
El VII Congreso Smart Grids ha contado con el patrocinio oro de Schneider Electric y el patrocinio plata de Lacroix Sofrel España, además de con la colaboración institucional del Ayuntamiento de Madrid. Asimismo, han colaborado en su promoción y difusión más de 50 organismos e instituciones: A3E, ACE, ACOGEN, AEDIVE, AELEC, AEPIBAL, AFBEL, AFCE, AMETIC, AMI, ANAE, ANESE, ASEME, APYDE, BatteryPlat, BREEAM.ES, AHK, CCII, CDTI, CEDOM, CEIT-IK4, CENER, CNH2, CIC ENERGIGUNE, CIDE, CIEMAT, CIRCE, ENERCLUB, Clúster Energía País Vasco, CNI Instaladores, CICCP Madrid, CGCOII, COIIM, COIT, COITT/AEGITT, CONAIF, CONCITI, CREVER, EMVS, ENERAGEN, ENERGYLAB, Enginyers Industrials de Catalunya, FECOTEL, FENIE, FENITEL, IEBS, IMDEA Energía, IO-CSIC, IREC, ITE, KNX España, PESI, PLANETIC, RECI, SECARTYS, SERCOBE, TECNALIA, T&D Europe, UNEF, Universidad de Valencia y Universidad de Valladolid.
El Comité Técnico del VII Congreso Smart Grids está formado por representantes de AEDIVE, AELEC, AEPIBAL, AFBEL, AFCE, ASEME, BatteryPlat, CCII, CDTI, CEDER-CIEMAT, CEDOM, CENER, CARTIF, CGCOII, CIC Energigune, CICCP, CIDE, Clúster de Energía del País Vasco, CNH2, CNI INSTALADORES, COIIM, ENERCLUB, ENTRA Agregación y Flexibilidad, FENITEL, IMDEA ENERGÍA, Instituto de Almacenamiento Energético Albufera, IREC, ITE, PESI, PLANETIC, Red Eléctrica de España, SERCOBE, TECNALIA, T&D Europe, UVA, FutuRed y Grupo Tecma Red.
El Libro de Comunicaciones del VII Congreso Smart Grids ya está disponible para su descarga en nuestra biblioteca. Las personas interesadas en disponer del Libro de Comunicaciones en papel pueden adquirirlo en Amazon. El documento incluye las 44 comunicaciones seleccionadas por el Comité Técnico.