La transición energética: un reto para las redes eléctricas.

Por los Profesores Araceli Hernández Bayo y Pablo Rodríguez Pajarón

¿Qué entendemos por transición energética?

En los últimos años se ha acuñado el término “transición energética” para referirse a una serie de cambios estructurales en los sistemas de energía encaminados a hacerlos más sostenibles y avanzar hacia su descarbonización.

Para llevar a cabo ese proceso de transición, se han puesto en marcha políticas energéticas, algunas a nivel europeo y otras a nivel nacional, que inciden en distintos aspectos de la generación y consumo de la energía. La Unión Europea, como parte del llamado Pacto Verde Europeo publicado en diciembre de 2019, acordó reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 55% respecto al nivel de emisiones de 1990 y alcanzar neutralidad de emisiones de CO2 en 2050 [1].

En España, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) aprobado para 2021-2030 define los objetivos españoles de integración de energías renovables, de eficiencia energética y de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero [2]. Según ese plan, en 2030, entre otros objetivos, se deberá haber logrado una reducción del 23% de las emisiones de gases de efecto invernadero respecto a 1990 y un 74% de la generación eléctrica deberá realizarse a través de fuentes de energía renovable. Para 2050, la meta es alcanzar la reducción de, al menos, un 90% de las emisiones brutas totales de gases de efecto invernadero (GEI) respecto a 1990 y un sistema eléctrico 100% renovable. ¿Cómo pueden alcanzarse estos objetivos?

La electrificación como parte de la solución para la transición energética

Para alcanzar estos ambiciosos objetivos, la industria española y europea necesitan transformarse.

La producción de energía eléctrica es uno de los sectores energéticos donde existe mayor potencial para una integración intensiva de energías renovables en detrimento del uso de combustibles fósiles. Por ello, una de las claves que se plantean para alcanzar los retos de la transición energética es la electrificación de la economía, esto es, incrementar la utilización de electricidad en el consumo final de energía frente a la energía de combustibles fósiles, considerando que la producción de electricidad tendrá un origen altamente renovable.

Un ejemplo claro de electrificación de la demanda de energía lo constituye el sector del transporte donde la irrupción de vehículo eléctrico supone y supondrá aún más en el futuro, un incremento del consumo eléctrico sustituyendo a otros combustibles. Las ventas de vehículos eléctricos han experimentado un gran incremento en la Unión Europea alcanzando el 11% de los nuevos vehículos adquiridos en 2020 comparado con el 3,5% en 2019 [3].

Pero no sólo en el sector del transporte se plantea una progresiva electrificación, hay otros ejemplos como el de la climatización de edificios donde existen planes para un incremento de la utilización de bombas de calor que sustituirían a las instalaciones térmicas actuales.

Todos estos factores llevan a escenarios donde la posible demanda eléctrica residencial puede verse muy elevada respecto a sus valores actuales. Por otra parte, esa misma red residencial, no solo podrá experimentar aumento significativo de la demanda sino que, en escenarios donde haya una alta penetración de la instalación de paneles fotovoltaicos, puede ocurrir que la red tenga cantidades importantes de energía generada durante ciertas horas del día.

En definitiva, los cambios que se han descrito afectarán a la forma en la que consumimos y producimos la energía y, con ello, a las necesidades que tenemos para transportarla y distribuirla mediante la red eléctrica, es decir, mediante el conjunto de conductores e infraestructuras que se encargan de realizar el suministro eléctrico llevando la electricidad hasta nuestras casas.

¿Están nuestras redes eléctricas preparadas para estos cambios?

Si no se toman medidas adecuadas, puede ocurrir que mucha de la nueva demanda coincida en el tiempo, es decir, se produzca de forma muy concentrada en ciertos intervalos de horas. Por ejemplo, es posible que todos los vehículos eléctricos carguen en momentos muy coincidentes en hora en las que sus dueños regresan a casa después del trabajo o bien, que un gran número de vehículos comience la recarga casi simultáneamente en los intervalos de tiempo en que se activa una tarifa más barata.

No sólo el consumo, también la generación fotovoltaica conectada a la red puede presentar patrones muy coincidentes de energía generada (por ejemplo, con producción alta en las horas centrales de días soleados sin nubes y producción totalmente nula por las noches) lo que en zonas con alta concentración fotovoltaica puede llevar a una cantidad muy grande de energía generada que necesita ser evacuada en ciertos momentos  puntuales.

Este aumento de la cantidad de energía que debe fluir por las redes, tanto para consumo como por generación, hace necesario analizar si la infraestructura de red actual es adecuada para soportarlo con las adecuadas condiciones de garantía y calidad de suministro.

¿Qué problemas pueden aparecer?

En primer lugar, el aumento del flujo de energía por las redes puede producir sobrecarga de los transformadores o de los conductores. Pero, además de estos problemas de dimensionamiento del sistema relativamente evidentes, hay otro tipo de perturbaciones más complicadas de evaluar y que también pueden tener un impacto significativo sobre el sistema.

Todos dispositivos que se han mencionado anteriormente (por ejemplo, el vehículo eléctrico) son monofásicos, esto es, están conectados en una fase y el neutro (por decirlo de forma sencilla, si nos fijamos en su enchufe, siempre tiene dos terminales). Sin embargo, las redes eléctricas son trifásicas porque resultan más eficientes, esto es: están constituidas por tres fases, no solo por una. Para que el funcionamiento de estas redes trifásicas sea óptimo, lo que ocurre en cada un de las tres fases debería ser idéntico en cualquier instante. A este comportamiento lo llamamos “equilibrado”. Sin embargo, al tener fuertes consumos o generación que, como hemos dicho, solo afecta a una de las fases, es muy posible que el comportamiento del sistema se desequilibre en su conjunto porque los diferentes dispositivos en las tres fases no tienen un comportamiento exactamente idéntico y simultáneo.

Por lo tanto, uno de los riesgos que plantean los escenarios actuales con elevados consumos monofásicos es la aparición de niveles de desequilibrio intolerables en el sistema que pueden reducir su eficiencia.

Además, tanto los vehículos eléctricos como los paneles fotovoltaicos son dispositivos que se conectan a la red a través de electrónica de potencia y esto también puede ocasionar algunos problemas. La electricidad que demandamos a la red tiene unas características determinadas. Una de ellas es que la tensión que se suministra en los terminales de nuestra vivienda debe ser senoidal, esto es: sus valores en cada instante siguen la evolución de una curva con la forma de una senoide. Los dispositivos con electrónica de potencia, como los que incluyen los cargadores de los vehículos eléctricos o los inversores de los paneles fotovoltaicos pueden afectar a esta característica, dando lugar a distorsión en esa forma de la onda de la tensión de la red. La presencia de consumos que distorsionan la forma de onda puede afectar a los demás consumidores y provocar el envejecimiento prematuro de equipos o mayores pérdidas en el sistema.

¿Cómo hemos trabajado desde la ETII de la UPM para poder anticiparnos a estos problemas y poner medidas para que no ocurran?

Durante los tres últimos años, desde el grupo de investigación de GELEO de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid se ha trabajado en colaboración con miembros de la Universidad de Manchester en el proyecto “Probabilistic Assessment of Power Quality in Next Generation Grids” para analizar la influencia de los aspectos descritos anteriormente en las redes eléctricas.

Una característica importante de los estudios realizados es su carácter probabilístico que permite tratar la incertidumbre en muchas de las variables (el momento y duración del uso de los dispositivos, sus características exactas, la variabilidad de la irradiación solar, etc.).  Además, se han analizado multitud de escenarios con diferentes porcentajes de penetración de las diferentes tecnologías (por ejemplo, de vehículos eléctricos y generación fotovoltaica). Para todos estos escenarios, se ha estudiado la probabilidad de rebasar los límites tolerables establecidos para los desequilibrios y la distorsión. Además, se ha analizado el efecto del emplazamiento de la ubicación de recarga de los vehículos eléctricos (o bien concentrada en parkings o bien distribuida entre las viviendas), llegando a la conclusión de que la ubicación será un parámetro crítico en los niveles de desequilibrios obtenidos. Por otro lado, también se ha visto que el modo en el que se realiza la recarga y la existencia de recargas coincidentes es otro factor que condiciona fuertemente los niveles de distorsión y desequilibrios en las redes eléctricas. Para atenuar la incidencia de estos problemas deben buscarse estrategias distribuidas y modos inteligentes de inicio de la recarga de los vehículos que eviten la coincidencia de consumos alcanzando picos elevados.

Además, se ha demostrado que la generación fotovoltaica integrada en las redes eléctricas residenciales puede tener efectos beneficiosos dado que contrarresta y atenúa los picos de demanda que se producirán en estas redes.

Todos estos estudios nos permiten estar mejor preparados frente a los inminentes cambios que las redes eléctricas experimentarán en los próximos años y adoptar soluciones que contribuyan al cumplimiento de los ambiciosos objetivos establecidos.

Desde la Universidad Politécnica de Madrid seguiremos trabajando en esta línea, para ayudar a que la transición energética sea una realidad también desde el punto de vista de las redes eléctricas que transportarán la energía.

Para saber más:

[1] The European Green Deal, E. Comission, Editor. 2019: Brussels.

[2] Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030. BOE de 31 de marzo de 2021; Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

[3] New registrations of electric vehicles in Europe. European Environment Agency 2021; Disponible en: https://www.eea.europa.eu/ims/new-registrations-of-electric-vehicles.

[4 ] Rodríguez-Pajarón, A. Hernández, J. V. Milanovic, “Probabilistic assessment of the impact of electric vehicles and nonlinear loads on power quality in residential networks”, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Volume 129, 2021, 106807, ISSN 0142-0615, DOI: doi.org/10.1016/j.ijepes.2021.106807.

[5 ] Rodríguez-Pajarón, A. Hernández, J. V. Milanovic, “Probabilistic assessment of theinfluence of transformer rating on power quality indices in future residential networks”, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Volume 135, 2022, 107582, ISSN 0142-0615, DOI: doi.org/10.1016/j.ijepes.2021.107582.

[6 ] Rodríguez-Pajarón, A. Hernández, J. V. Milanovic, “Forecasting voltage harmonic distortion in residential distribution networks using smart meter data”, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Volume 136, 2022, 107653, ISSN 0142-0615, DOI: doi.org/10.1016/j.ijepes.2021.107653.

Araceli Hernández Bayo (araceli.hernandez@upm.es) y Pablo Rodríguez Pajarón (pablo.rpajaron@upm.es) son profesores en  el área de Ingeniería Eléctrica  del Departamento de Automática, Ingeniería Eléctrica y Electrónica e Informática Industrial en la ETSI Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid. Su actividad investigadora se centra en el análisis de perturbaciones y calidad de servicio e