Comunicación presentada al VII Congreso Smart Grids
Autores
- Fabio Maria Aprà, Analista de energía, R2M Solution
- Juan Manuel Espeche, Coordinador de proyecto, R2M Solution
Resumen
El paradigma actual de Smart Grid para respuesta a la demanda se basa en la gestión centralizada de un número limitado de activos controlables individualmente a través de estrategias de control simples. DRIvE desarrolla, demuestra y valida una infraestructura informática completa e integrada compuesta de soluciones de gestión energética que habilitan la participación de edificios terciarios y residenciales en los programas de respuesta a la demanda. Además, la solución está integrada en una plataforma para la gestión segura y efectiva de la flexibilidad a nivel de la red de distribución, para garantizar beneficios a todos los actores involucrados en el sistema.
Palabras clave
Respuesta a la demanda (RD), flexibilidad, agregación, comunidad energética local (CEL), smart grids
Introducción
La actual forma de implementar respuesta a la demanda limita la explotación completa del potencial y de los servicios posibles comparado con otras alternativas de gestión de la red eléctrica. La falta deinteracción directa entre los productores de energía y los usuarios finales, que además hoy en día muestran gran interés en participar de forma activa en la transición energética hacia sistemas con energías limpias, limita la potencialidad de esta solución. Faltan en el mercado soluciones confiables y económicas que lideren el camino hacia la nueva generación de Smart Grids.
En esta dirección, el proyecto europeo DRIvE, orientado a la implementación de tecnologías de respuesta a la demanda (RD) y la agregación, tiene como objetivo de validar en 6 pilotos europeos las funcionalidades y los beneficios de la integración de la RD en infraestructuras existentes.
En estos estudios de caso, los conceptos no son de ciencia ficción. Son ejemplos reales y totalmente factibles si sólo conectamos los puntos. Claramente, la discusión y difusión de estos estudios de caso (y las diferentes maneras en que la red local puede ser desarrollada y administrada) son necesarias para hacer que más actoreslocales del área tomen conciencia y se preparen para establecer esquemas de inversión, para que esto sea factible a gran escala.
Desde R2M estamos avanzando en el desarrollo de pilotos similares en España, y parece que las condiciones están dadas para ello. En 2016, la Directiva Europea COM (2016) 864 definió el concepto de Comunidad Energética Local (CEL) como: “una entidad jurídica que esté controlada por accionistas o miembros locales, generalmente orientada al valor más que a la rentabilidad, cuyos socios o miembros sean personas físicas, pymes o autoridades locales, incluidos los municipios; y dedicada a la generación distribuida y a la realización de actividades de un gestor de red de distribución, suministrador o agregador a nivel local…» (Directiva Europea COM (2016) 864, Comision europea).
Asimismo, se establece que “ los Estados miembros garantizarán que las comunidades de energías renovables tengan derecho a: a) producir, consumir, almacenar y vender energías renovables, en particular mediante contratos de compra de electricidad renovable; b) compartir, en el seno de la comunidad de energías renovables, la energía renovable que produzcan las unidades de producción propiedad de dicha comunidad y c) acceder a todos los mercados de la energía adecuados tanto directamente como mediante agregación de manera no discriminatoria”.
En España, se espera que la trasposición de esta Directiva Europea ocurra para finales de 2020, tal y como ha informado recientemente el IDAE (IDAE, “Ayudas y financiación · Financiación del IDAE · Comunidades Energéticas Locales”). De hecho, el propio IDAE lleva un tiempo tratando de impulsar estas CEL, como evidencia la publicación de una Guía-Manual (IDAE, “Guía para el Desarrollo de Instrumentos de Fomento de Comunidades Energéticas Locales”, 2019) para su promoción, en la que se explican los nuevos actores y el importante rol de las administraciones públicas, las barreras y los factores de éxito para la constitución de esta nueva figura jurídica.
El proyecto DRIvE
DRIvE es un proyecto europeo del marco H2020, que se ha desarrollado desde el 2018 con 10 partners europeos y con la experimentación de las propuestas en 6 casos pilotos. DRIvE permite e impulsa la gestión de la flexibilidad de los edificios y distritos mediante la mejora de las capacidades de respuesta a la demanda de los usuarios de la red, desbloqueando así nuevos modelos de negocio y servicios, y allanando el camino hacia un mercado de RD completamente desplegado en la red de distribución.
DRIvE se centra en la red de distribución (media y baja tension), desarrollando soluciones que permitan la colaboración de edificios (comerciales y residenciales) y activos de red (recursos energeticos distribuidos, almacenamiento), proporcionando una plataforma de gestión de la flexibilidad totalmente interoperable para los agregadores, capaz de comunicarse, por un lado, con los usuarios de la red y, por otro, con los gestores de redes de distribución.
Los edificios se conectan a la red a través de las tecnologías básicas de DRIvE (eQualtiq para edificios terciarios y SmartBuildings (Smartpower Suite, Enervalis brochure) para edificios residenciales y domésticos). Como parte del proyecto, estos dispositivos se mejorarán e integran con algoritmos avanzados de previsión, optimización y seguridad cibernética. La comunicación bidireccional habilitada con el agregador permite a los edificios participar tanto en esquemas de RD implícitos (o basados en precios) como explícitos (o basados en incentivos); a su vez, el agregador aprovecha la flexibilidad liberada para ofrecer nuevos servicios a los usuarios de la red de distribución.
La plataforma usada permite la optimización a nivel de edificio/red, a nivel de CEL y a nivel de red de distribución. Como parte del proyecto, el enfoque se integra dentro de las tecnologías existentes en los pilotos, ampliando sus alcances y funcionalidades. Ademas, se combina con la novedosa tecnología Blockchain, impulsando la creación de CELs, formadas por prosumidores y gestores de edificios que comparten y flexibilizan el intercambio energético para maximizar el ahorro de costes y los ingresos.
DRIvE concretiza y extiende el mecanismo de coordinación del mercado desarrollado por el Marco de Energía Inteligente Universal (USEF) (The USEF Framework Explained [USEF]). Esto divide las operaciones de gestión de la flexibilidad en dos fases basadas en el «tiempo de entrega», para cumplir e interrelacionar con la estructura y los mecanismos actuales del mercado energético. Durante la fase de “Planificar y Validar”, que dura desde el día anterior al de la entrega hasta 15 minutos antes, la flexibilidad puede ser negociada en mercados apropiados (ya sean globales o locales) para satisfacer las necesidades de las partes interesadas de la red.
Objetivos del proyecto (a largo plazo y en paralelo a los avances de la regulación)
- Desbloquear el potencial para la implementación de programas de RD en edificios residenciales y terciarios a través de soluciones económicas y 100% interoperables que integran algoritmos avanzados de optimización y predicción de demanda.
- Optimización de la flexibilidad en la red de distribución a través de una plataforma informática integrada para sistemas de RD basada en sistemas multi-agente (MAS) (Sandra García-Rodríguez et al., A Multi-agent System Architecture for Microgrid Management, 14th International Conference on Practical Applications of Scalable Multi-Agent Systems, 2016) y orientada para su uso por agregadores. La plataforma integra los últimos avances en control distribuido en tiempo real, inteligencia artificial y comunicaciones.
- Involucrar y estimular la participación de usuarios finales en programas de respuesta a la demanda a través de un portal del consumidor dedicado.
En última instancia, al liberar el potencial de RD de la red de distribución, dentro de los pilotos se generan nuevas oportunidades de negocio para los agregadores, lo que a su vez resulta en un valor añadido para las partes interesadas en la red y para los propios usuarios individuales. Para traducir estas oportunidades en productos comercialmente viables, los resultados tecnológicos de DRIvE están acompañados de modelos de negocio y estrategias de mercado adecuadas para asegurar un proyecto altamente rentable para todas las partes involucradas (administración pública, agregador, usuarios) con potencial de réplica en otros lugares similares.
Metodologia de testeos
La solución DRIvE desarrollada en el proyecto, se planificó originalmente para ser probada en tres modos de validación:
- Simulación offline es el modo de simulación tradicional que se basa en el uso de modelos medios y en el que el paso de tiempo de simulación no corresponde al tiempo real. Tradicionalmente este modo de validación se basa en el uso de herramientas comerciales como Matlab/Simulink o Wolfram Mathematica.
- Híbrido, emulación ciberfísica representa la metodología de «hardware in the loop» (HIL), comúnmente utilizada en el desarrollo y prueba de software incorporado en los dominios de la ingeniería aeroespacial, automotriz y de electrónica de potencia, pero modificada para el dominio de los sistemas de potencia modernos y los programas de respuesta a la demanda en particular. En resumen, el modo híbrido permite probar el sistema DRIvE real y su hardware habilitador de agregación en el borde de la red, pero controlando una emulación en tiempo real de los dispositivos agregados.
- Pruebas física supone que la plataforma DRIvE está controlando dispositivos físicos reales en el entorno de producción. Tradicionalmente, las pruebas físicas pueden dividirse en dos fases. La primera fase, es conectar los dispositivos físicos reales a la plataforma de pruebas DRIvE. La lógica automatizada es probada y puede ser cambiada con mayor regularidad, ya que el entorno de producción tiene un estricto ciclo de control. El siguiente paso es instalar/conectar los dispositivos físicos al entorno de producción del sistema DRIvE.
La Tabla I representa los casos de uso y con cual modo de validación se han analaizados en el piloto olandes de DEVO, presentado en la siguiente sección.
Resultados del piloto: Distrito Residencial DEVO
Duurzame Energievoorziening Veenendaal-oost B.V. (DEVO), es un proveedor de energía local Holandes, que es responsable de la construcción, operación y gestión de energía sostenible. DEVO proporciona calefacción y refrigeración a 1.250 hogares y edificios mediante un sistema colectivo de almacenamiento de calor y frío y cogeneración (CHP). Las actividades de demostración en el distrito se centran en la optimización de la producción de energía, la adquisición de flexibilidad para los servicios auxiliares y la maximización del autoconsumo en la red local. Las actividades incluyen un estudio de viabilidad (basado en los resultados de la demostración) para evaluar la posibilidad de que el distrito local sea autosuficiente y los beneficios para la red de distribución.
La Figura 4 da una visión general del sistema de red de calor de DEVO. Cada casa de la comunidad está conectada a una red de calor para agua caliente y calefacción. Los activos consisten en 2 etapas. La primera etapa son 2 bombas de calor que calientan el agua a 50°C. La segunda etapa consiste en un CHP, calderas de gas y un acumulador de agua caliente que calienta el agua hasta 75°C. La fuente de calor principal de la segunda etapa es la cogeneración. La cogeneración funciona con gas natural para producir calor, como subproducto también genera electricidad que se inyecta en la red eléctrica. Las calderas de gas se utilizan durante las demandas máximas en los períodos de invierno y como respaldo durante los períodos de mantenimiento del CHP. Además de estos dos activos, también hay un calentador de agua caliente de 200 m3 donde el agua caliente producida puede ser almacenada para responder a las demandas.
El control de software estándar de la configuración híbrida de DEVO es un algoritmo que reacciona basado en los límites. Si el estado de carga del calentador de agua caliente (SoC) cae por debajo del 25%, los activos (o sea, las calderas individuales) se encenden para volver a llenar el calentador. Si se alcanza un SoC del 90%, los activos se detendrán. Si el CHP no puede suministrar suficiente agua caliente (por ejemplo, porque está en mantenimiento), las calderas de gas también comenzarán a funcionar para proporcionar suficiente capacidad.
La figura 5 muestra el estado del CHP en verde (1 está encendido y 0 está apagado). En amarillo, se muestra el estado de carga del recipiente de agua caliente.
Dado que el CHP también está produciendo electricidad como subproducto, es más relevante inyectar esta electricidad en la red cuando el precio de la APX (Bolsa de Energía de Ámsterdam) está en el punto más alto durante el día. Esto puede lograrse mediante un algoritmo inteligente cambiando el tiempo de funcionamiento de la cogeneración y haciendo un uso eficiente del amortiguador (el tanque de agua caliente). El algoritmo tiene en cuenta varios parámetros:
- Una previsión de la demanda de calor de la comunidad
- El SoC del recipiente de agua caliente
- Limitaciones de la cogeneración
- Previsión del precio de la electricidad APX
- Los precios del gas, definen el diferente uso entre la cogeneración y la caldera de gas
- Datos meteorológicos
- Mantenimiento de la infrastructura
Todos estos parámetros se tienen en cuenta para calcular cuáles son los mejores momentos para desplazar la hora de la cogeneración para maximizar los ingresos de electricidad sin influir en la demanda de calor de la comunidad.
En la figura 6 se muestra cuando el algoritmo está activo entre las líneas rojas. El gráfico superior muestra los mismos datos que en la figura anterior (Figura 5). El gráfico inferior muestra el precio de la electricidad APX. Esta figura muestra claramente que el tiempo de la cogeneración se desplaza en el tiempo (Time of Use) tanto como sea posible a los picos del precio de la electricidad APX basado en todas las restricciones y otros parámetros mencionados anteriormente.
Basándose en el precio de coste del gas consumido, las restricciones del CHP y otros parámetros, la plataforma desarrolla una simulación para calcular cuánto dinero puede ahorrarse utilizando, teniendo en cuenta que el calentador de las configuraciones híbridas es pequeño en invierno. Esto significa que el CHP debe funcionar continuamente para mantener la demanda de calor y la posibilidad de desplazar el tiempo de funcionamiento del CHP. Sin embargo, sólo hay flexibilidad en el período de verano, y aún así se puede conseguir un ahorro de 20.000 euros al año para la comunidad.
Conclusiones
La realidad de las CEL se está demonstrando cada día más viable con ejemplos prácticos en los países europeos en los cuales la regulación tiene un cierto grado de madurez, teniendo en consideración todos los socios necesarios para montar esta nueva figura jurídica y las ventajas que cada uno de estos puede obtener con la realización del proyecto. DRIvE es la demostración practica que, ya existen tecnologías innovadoras que producen beneficios económicos, mejoran la integración de las renovables en red, incrementando la eficiencia del sistema y reduciendo las emisiones de CO2, y que estas necesitan la participación activa de la comunidad. El objetivo sería replicar los casos de éxito de DRIvE en España. Para ello la normativa vigente aún tiene que evolucionar (especialmente para lo que concerne la figura del aggregador y la posible participación en mercados de flexibilidad).
Agradecimientos
Este proyecto ha sido posible gracias a la financiación del programa H2020 de la Unión Europea con el Grant Agreement No 774431, así como el esfuerzo realizado por todos los socios del proyecto.