Qué es y qué no es Smart Grid. Empezaremos intentando dar luz al concepto, pues la Smart Grid (Red Inteligente) está en boca de todos, de la misma forma que hace unos años las tecnologías, productos y servicios que pretendían ser avanzados eran e- o i-, y ahora tienen que ser Smart para tener un espacio en nuestras vidas.
Aprovecharemos el gráfico creado por Hassan Farhangi, que relaciona las inversiones a realizar con el retorno de la inversión (ROI) (Farhangi, 2014, p. 57), pues describe perfectamente los componentes mínimos y necesarios para que una red pueda ser calificada como Smart Grid, es decir que al mismo tiempo sea Smart (inteligente) y Grid (red mallada) o que actúe y responda como tal.
Leyendo el gráfico 1 de abajo arriba, es decir de menor a mayor retorno de la inversión pero también de menor a mayor inversión, vemos que siendo los componentes de AMR (lectura remota, al pie del gráfico) y AMI (gestión remota, encima del anterior) imprescindibles, aquello que hace que una red eléctrica pueda ser inteligente son, a nivel tecnológico, la gestión de la red y las aplicaciones y agentes inteligentes, que proporcionaran las capacidades que aparecen en color rosa, que son las que proporcionan flexibilidad al sistema eléctrico. Es decir, desplegar contadores electrónicos para que las empresas eléctricas puedan recoger las lecturas de forma remota, no es Smart Grid.
El concepto Demand Response (gestión de la demanda), que aparece una vez disponemos de comunicación bidireccional, consiste en la interacción entre los consumidores y el sistema eléctrico, con el objetivo de modificar el comportamiento energético de los consumidores en función de las necesidades del sistema, ha quedado superado, pues adolece de diversos problemas, siendo el más importante que pasa la responsabilidad de reequilibrar el sistema eléctrico a los consumidores, que no actúan de forma unitaria, sino con diferentes criterios para maximizar sus utilidades, o simplemente con indiferencia. La Demand Response pretende evitar picos de demanda trasladándola a horarios valle en los que tradicionalmente ésta es más baja, es decir, pretende no tener que actuar sobre el sistema en base a crear incentivos (generalmente económicos) para que los consumidores modifiquen sus hábitos.
El resultado de un estudio (Bulkeley & Sachinis , 2013) realizado bajo los auspicios de la LCNF1, indica claramente que mientras las noticias de la BBC sean a las 7 de la tarde, será muy difícil que los ciudadanos del Reino Unido modifiquen su comportamiento de consumo energético a esa hora, sea cual sea el incentivo económico que se les ofrezca. Por otro lado, el estudio DSM @ household (Prüggler, 2014) demuestra que un consumidor austriaco que disponga de bomba de calor, es decir un gran consumidor de energía eléctrica, que modifique sus hábitos de consumo en un 50% de las horas del día, conseguiría un ahorro máximo de unos 120€ anuales, con el coste de dedicar unas horas al día, cada día, a gestionar su consumo del día siguiente, en función de los precios.
Por tanto, nos encontramos en un escenario en el que se espera que el consumidor sea el que cambie (demand response), para ajustarse a los requisitos de un sistema de producción de energía muy rígido, a cambio de unos incentivos ciertamente limitados.
La generación distribuida
A lo largo de más de 100 años, las empresas del sector eléctrico han optimizado sus sistemas para transportar, de una forma muy eficiente y con un alto grado de calidad de servicio, electricidad desde los puntos de generación a los de consumo, a través de la red de transporte y de distribución.
La popularización de los equipos de generación a pequeña escala, sean placas solares, mini o microeólica, biomasa o cualquier otro sistema, han forzado un cambio tecnológico, provocado por la emergencia de ciudadanos deseosos de tomas las riendas de todo, incluido el mix energético.
El prosumer, es decir cualquier consumidor/a que al mismo tiempo sea productor/a, es un nuevo actor dentro del sistema eléctrico, que no solo modifica hábitos sino también equilibrios energéticos, y requiere crear tecnologías que faciliten la gestión de la nueva topología, que combina la generación centralizada tradicional, con pequeñas generaciones distribuidas, sean con fuentes renovables o no, que generalmente se integran en la red de baja tensión.
Debemos, pues, solucionar dos grandes escollos; el tecnológico y el económico.
Por lo que respecta al desafío tecnológico, el cambio de paradigma se producirá cuando se pueda disponer de sistemas que acumulen electricidad en grandes cantidades, cuando debajo de los aparcamientos de los edificios de vecinos nos acostumbremos a ver sistemas de baterías que permitan acumulación suficiente para las necesidades cotidianas de los vecinos, y que gestionen de forma automática su carga y descarga en función del precio de la electricidad y de las previsiones de demanda. Este microcosmos deberá disponer de sistemas inteligentes que lo gestionen, de forma sostenible y sin hacer que los consumidores sacrifiquen calidad de vida.
En cuanto al apartado económico, hay que tener en cuenta que el sistema de transporte y distribución seguirá siendo necesario, probablemente perdiendo su criticidad, pero indispensable como sistema de equilibrio entre las fuentes de energía renovables y las basadas en otros combustibles. No debemos olvidar que la energía procedente de fuentes renovables es disponible cuando hay, que no tiene por qué coincidir con los momentos en que se necesita. Indiscutiblemente ha de tener lugar el debate sobre cómo pagar esas infraestructuras y su mantenimiento, pero sin duda hay un debate previo, desgraciadamente aún no iniciado, sobre la estrategia energética del país, que debería hablar de soberanía energética como fuente de competitividad, y la consiguiente transición energética.
Tanto Alemania como Francia ya lo han abordado. Han analizado la vida útil de sus centrales nucleares, y su dependencia exterior, tanto de uranio como de cualquier combustible fósil, y han apostado por la energía generada a partir de fuentes renovables. Una vez se ha definido el objetivo, que no es otro sino el aumento de la soberanía energética para reducir la correspondiente factura por importaciones, han trazado, en base a planes con la mirada puesta en el 2020, el 2030 y el 2050, la transición para alcanzar los objetivos fijados sin afectar la calidad del servicio.
Flexibilidad
Si la generación distribuida aumenta, una parte estará basada en fuentes de energía renovables. En ese caso, el sistema eléctrico necesita nuevos dispositivos que permitan gestionar la imprevisibilidad de los volúmenes de electricidad generados y su distribución a lo largo del territorio.
Aparece el concepto de flexibilidad, que se define como: “a nivel individual, flexibilidad es la modificación de la inyección de generación y/o de los patrones de consumo a partir de una señal externa (de precio o de activación) con el fin de proveer un servicio dentro del sistema eléctrico. Los parámetros usados para caracterizar la flexibilidad en el sistema eléctrico incluyen: el valor de la modulación de potencia, la duración, el ratio de cambio, el tiempo de respuesta, la ubicación, etc.” 2 (EU Task Force Smart Grids (EG3), 2014).
El documento presentado el 28 de mayo de 2014 por el grupo de trabajo sobre Smart Grids, cita como el gran desafío para conseguir una sociedad descarbonizada, es la gestión de la complejidad que adquirirán las redes eléctricas y la dificultad para planificar y controlar el balance energético cuando haya mucha generación en base a fuentes renovables, y resume diciendo: “hay que tener en cuenta que la flexibilidad no reemplazará las inversiones tradicionales, pero que será la integración creciente de fuentes renovables distribuidas (DER) y el aumento de demanda de electricidad lo que requerirá flexibilidad y compromiso de los consumidores para mantener un sistema energético sostenible” (EU Task Force Smart Grids (EG3), 2014, p. 4), y lo representa en el gráfico número 2.
Este concepto, flexibilidad, pretende que todos los actores del sistema asuman su parte de responsabilidad en la gestión del sistema, desde el generador, grande o pequeño, el transportista, el distribuidor y el consumidor, y aparecen nuevos factores de complejidad y de compromiso. Un informe sobre los mecanismos de los nuevos sistemas eléctricos, patrocinada por GEODE3 y la Associación Sueca de Energia4, plantea que “un requisito razonable sería que los consumidores asumiesen la responsabilidad de su propio balance, por ejemplo, asumiendo el coste de las discrepancias entre los noveles de producción planificados y los reales, pero esto necesita de nuevos desarrollos en sistemas informáticos complejos y la aparición de nuevos elementos en el mercado como serían los agregadores de energía” (Lundqvist, 2014).
Tenemos, por tanto, un objetivo social y económico a largo plazo, como es la descarbonización de la sociedad, que permitirá ahorrar en la factura energética y hacer más competitivas las empresas europeas, que va acompañado de un cambio necesario en la forma de generar, gestionar y consumir energía, que es la flexibilidad. Que la flexibilidad sea parte del día a día de los ciudadanos, las empresas y la administración requiere voluntad e importantes inversiones en formación y desarrollo de nuevas tecnologías.
Si se construyen Smart Cities sin pensar en el Smart Rural, se incrementará el desequilibrio territorial
Hace unos años que Smart Grid se confunde con Smart City, a causa de las inversiones en sensorización de algunos barrios y en marketing que han emprendido las grandes ciudades de todo el mundo. El alcalde de Copenhague bromeaba en una presentación en Bruselas el año 2012, diciendo que un alcalde con proyecto de Smart City tenía garantizado repetir en el cargo.
La combinación de redes eléctricas y de telecomunicaciones, aprovechando el mallado que tienen ambas redes en las ciudades, facilita un alto grado de servicio, pues prácticamente siempre está garantizada la redundancia. La Smart Grid aplicada en zonas urbanas es el facilitador de la Smart City, pero no es la Smart City directamente. Para hablar de este último concepto debemos tener en cuenta el gobierno electrónico, la movilidad eléctrica, la gestión energética eficiente de los edificios, públicos y privados, y el respeto por el medio ambiente. Es decir, aprovechar las infraestructuras, tecnologías e información proporcionadas por la Smart Grid, para mejorar la gestión urbana, gracias a un generoso e imprescindible despliegue de banda ancha. En un entorno urbano, donde los consumidores se cuentan por centenares de millar o por millones, todos los implicados ven oportunidades de negocio, pues los costes se limitan a las inversiones para gestionar el Big Data, pues las infraestructuras ya son disponibles.
Si lo trasladamos al mundo rural descubrimos que apenas se ha hecho alguna acción5 que permita pensar en igualdad de oportunidades para los habitantes de estas zonas, en ningún lugar de Europa. La dificultad en el mundo rural no radica en la gestión de grandes volúmenes de datos sino en la dificultad para obtener una pequeña cantidad de bytes, pues las distancias entre los consumidores y los transformadores, donde se recogen los datos de los contadores inteligentes, suelen ser elevadas, y que los equipos industriales para la captación de información están diseñados, y justifican su precio, cuando hay un elevado número de contadores inteligentes que gestionar.
Una Smart Grid que solo se despliegue para dar satisfacción a las necesidades de las ciudades puede crear una nueva fractura digital6, que acelere el proceso de migración hacia las ciudades y abandono de las zonas rurales por parte de los ciudadanos que desean mejorar sus oportunidades de crecimiento personal y profesional.
Para que las infraestructuras existentes en las zonas rurales actúen como una Smart Grid, es imprescindible mejorar su resiliencia (Velaga, Beecroft, Nelson, Corsar, & Edwards, 2012), pues los estándares actuales no permiten que los consumidores confíen en la estabilidad ni en la calidad del suministro. Debemos tener en cuenta que la ausencia de banda ancha, considerada a partir de 4 Mbps, dificulta el uso y actualización de software, pues actualmente los fabricantes dan por hecha la disponibilidad para rebajar los costes de las actualizaciones (Prieger, 2013). Sin resiliencia de las redes, y sin banda ancha, sea por fibra, sistemas de radio, incluida la banda ancha móvil, los ciudadanos de las zonas rurales tienen y tendrán dificultades para vivir en un entorno digital equivalente al de sus homónimos en zonas urbanas.
Ciertamente, a causa de la baja densidad de población, las empresas y organizaciones relacionadas con el mundo rural tienen dificultades para visualizar modelos de negocio que les motiven para participar en la creación de la Smart Grid Rural.
Si no queremos que dependa de subvenciones, deberíamos ser capaces de sentar alrededor de una mesa a todos aquellos que pueden tener interés en la existencia de la citada Smart Grid que son, el sistema sanitario, el sistema educativo, las empresas de comercio electrónico, las empresas de entretenimiento, y las redes sociales (Townsend, Sathiaseelan, Fairhurst, & Wallace, 2013). Para todos ellos, la disponibilidad de banda ancha en zonas rurales, que representa el 24% de la población europea7 considerando una densidad de población inferior a 150 habitantes por kilómetro cuadrado, representa un salto cualitativo y cuantitativo en la relación con sus pacientes, estudiantes y clientes, que puede abrir la puerta a la obtención de valor añadido que beneficie la sociedad, empresas privadas, o ambos.
2 Eurelectric, Enero de 2014
3 Asociación Europea de distribuidores locales de electricidad. Sus asociados dan suministro a más de 100 millones de consumidores (www.geode-eu.org)
4 Svensk Energi (www.svenskenergi.se)
5 www.SmartRuralGrid.eu proyecto financiado por la Comisión Europea, que pretende desarrollar la tecnología necesaria para implementar la Smart Grid en zonas rurales, substituyendo inversiones en redes por inteligencia en el sistema eléctrico y de telecomunicaciones
6 La NTIA (National Telecommunications & Information Administration) publicó unos informes, el último en 1999, que definían la fractura digital (digital dividí) como “la fractura digital, la fractura entre los que tienen acceso a las nuevas tecnologías y los que no, es actualmente uno de los temas clave en cuanto a derechos civiles y economía. Este informe ayudará a entender que Americanos pueden quedar excluidos y permitirá tomas las medidas necesarias para evitarlo"
7 Eurostat
Referencias
Bulkeley, H., & Sachinis , S. (2013). Understanding Customer Behaviour. Londres: LCN Fund.
EU Task Force Smart Grids (EG3). (2014). Flexibility. Bruselas: Comisión Europea.
Farhangi, H. (2014). A Road map to integration. IEEE power & energy magazine, 52-66.
Lundqvist, J. (2014). Our Electricity: What Really Lies Ahead? Stockholm: GEODE and SVENSK ENERGI.
Prieger, J. (2013). The broadband digital divide and the economic benefits of mobile broadband for rural areas. Telecommunications Policy, 483-502.
Prüggler, N. (2014). DSM @ household level at Central European Market conditions: Does it really pay off for suppliers (&consumers)? Wien: MOOSMOAR.
Townsend, L., Sathiaseelan, A., Fairhurst, G., & Wallace, C. (2013). Enhanced broadband access as a solution to the social and economic problems of the rural digital divide. Local Economy, 580-595.
Velaga, N., Beecroft, M., Nelson, J., Corsar, D., & Edwards, P. (2012). Transport poverty meets the digital divide: accessibility and connectivity in rural communities. Journal of Transport Geography, 102-112.
Estabanell Energia es una distribuidora eléctrica local, con sede en Granollers, que da servicio a 56.000 clientes. Fundada en 1910, actualmente lidera el Proyecto Europeo Smart Rural Grid. Estabanell es miembro fundador de la asociación española de distribuidores locales (ASEME) y también de su equivalente europeo, GEODE.
