La patronal eléctrica Aelēc destaca la importancia de las redes para alcanzar la descarbonización en 2050
Redacción.- “Las redes van a tener que integrar satisfactoriamente en el sistema eléctrico todos los nuevos recursos necesarios para una descarbonización eficiente. Sólo de esta forma seremos capaces de garantizar el cumplimiento del objetivo de neutralidad en emisiones en 2050”, destacó Marina Serrano, presidenta de Aelēc, en la inauguración de la jornada Integración sostenible en las redes de distribución, organizada por esta asociación en el marco de la Feria Genera 2020.
“Queremos exponer y debatir sobre cómo deben facilitar las redes la integración de los recursos proporcionados por la generación renovable, por la respuesta de la demanda o por los almacenadores de energía y fomentar una participación más activa del consumidor”, ha señalado la presidenta de Aelēc, que ha subrayado que “descarbonizar la economía supone cambiar sustancialmente la manera en que producimos y consumimos energía en la actualidad y avanzar hacia un modelo mucho más electrificado”.
A juicio de Serrano, “el proceso de transición energética debe fomentar nuevos usos eléctricos basados en tecnologías que no emiten gases de efecto invernadero, como las energías renovables. Este hecho va a suponer un cambio de paradigma del sector eléctrico, que avanza hacia la descentralización de la producción eléctrica, y supone un reto de gran calado, en especial, para las redes de distribución eléctrica. El consumidor, además, adquiere un nuevo papel, mucho más activo y con una participación más amplia ya que va a poder consumir, vender o almacenar energía”.
“Dar una respuesta adecuada desde las redes de distribución exige, en primer lugar, entender cuáles son las necesidades de las renovables, el almacenamiento y la gestión de la demanda para, posteriormente, aportar soluciones, muchas de ellas de carácter innovador, que permitirán alcanzar lo antes posible un sector eléctrico sostenible a futuro”, indicó Serrano. En esta cita se abordó la situación del nuevo modelo del sector eléctrico desde el punto de vista de los proyectos que están desarrollando las empresas de distribución para hacer realidad la integración masiva de energías renovables prevista durante la transición energética.
Francisco Espinosa, socio director de ACE (Asociación de Consumidores de Electricidad) ha reclamado una comunicación directa y fluida con el distribuidor en la coordinación y seguimiento de las acometidas en marcha. En este sentido, destacó la necesidad de conocer cuál es la situación de potencia disponible de un punto de suministro a la hora de electrificar ciertos procesos y de tomar decisiones de inversión. También señaló la importancia de la información de detalle sobre incidencias de calidad en la red o de disponer de datos online del equipo de medida.
Por su parte, Juan Virgilio Márquez, director general de AEE (Asociación Empresarial Eólica), ha planteado varios temas de relevancia para el sector eólico como son el reto y la complejidad técnica, no sólo regulatoria, del acceso y conexión a la red; la optimización del uso de las redes; o la hibridación y repotenciación de las instalaciones existentes. Asimismo, destacó que cada tecnología representa una realidad diferente, aporta un valor añadido distinto y requiere exigencias y plazos para su tramitación diferenciados.
“Una estrategia inteligente de evolución de las redes es vital para cumplir el PNIEC a 2030. La optimización de su uso y la planificación de su crecimiento deben ser ámbitos protagonistas en la agenda regulatoria, para aprovechar ya en el corto plazo todo el recurso renovable disponible. La eólica puede aportar estabilidad al sistema y su potencial se incrementa año a año con más de 25.000 MW instalados y una producción en el mix superior al 20%”, ha señalado Márquez.
Joaquín Chacón, presidente de AEPIBAL (Asociación Empresarial de Pilas, Baterías y Almacenamiento Energético), debatió sobre el almacenamiento de energía y las baterías. En este sentido, comentó que la integración de la generación de energía renovable en la red eléctrica tradicional necesita de las baterías para una operativa controlada y flexible. “El almacenamiento energético es el gran protagonista del PNIEC”, resaltó Chacón quien afirmó también que, durante la próxima década viviremos grandes momentos con el desarrollo de nuevas tecnologías, la aparición de nuevos modelos de negocio y la implantación paulatina de una nueva forma de pensar en materia de gestión energética.
Desde la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), su directora técnica Paula Santos ha abordado múltiples temas que afectan a este sector como son el interlocutor único de nodo; el acceso y conexión a las redes; la necesidad de mayor transparencia en las capacidades de los nodos de conexión; la potencia de cortocircuito, un criterio que es importante para determinar la conexión de renovables y que está pendiente; la hibridación; el almacenamiento y el autoconsumo. ”Para garantizar el cumplimiento de los objetivos fijados por el PNIEC, es necesario que se apruebe cuanto antes un decreto que asegure la necesaria transparencia en el proceso de concesión de los puntos de acceso y conexión, para que haya información simétrica entre los actores”, solicitó Santos.
Por su parte, Marina Serrano, presidenta de Aelēc, y responsable de plantear la visión de las redes de distribución, ha destacado en su intervención que “los distribuidores van a actuar bajo el principio de la neutralidad e imparcialidad para fomentar la integración masiva en el sistema de la potencia necesaria para la descarbonización y la integración en los mercados de los prosumidores que aportan eficiencia al sistema y facilitan así la descarbonización, mientras cumplen con su misión tradicional de mantener y desarrollar eficientemente sus redes”.
Por último, Marina Serrano ha señalado que el distribuidor debe modificar su papel sustancialmente porque la forma en que se gestionan las redes va a cambiar también por el proceso de descentralización de la generación. Asimismo, ha remarcado que la apuesta por la digitalización y la automatización de la red es absolutamente necesaria para ser capaces de predecir y monitorizar lo que sucede en la red en cada instante. En definitiva, la red de distribución tendrá que actuar como un facilitador neutral para el intercambio de energía de los agentes que operan en los mercados.
En una segunda mesa, titulada Soluciones innovadoras que maximizan la integración de renovables en las redes, las empresas de distribución exhibieron los proyectos que están desarrollando para hacer realidad la integración masiva de energías renovables que se espera durante la transición energética. Jesús Fernández, director de Inovgrid y Ciclo Comercial de EDP, subrayó que “los distribuidores queremos facilitar la integración de generación renovable en nuestras redes”. Fernández mostró los equipos de supervisión avanzada para la monitorización de la red que E-Redes está desplegando en su red de baja tensión para monitorizarla con el fin de que la electrificación de la economía y la conexión de generación distribuida en volúmenes significativos no constituyan un problema técnico.
Por su parte, Javier Rodríguez, responsable de Regulación y Desarrollo de Renovables de Endesa, abordó la utilización de compensadores síncronos para maximizar la integración renovable. “Los proyectos que incorporan compensadores síncronos, como el que plantea Endesa en Teruel, son eficientes para el sistema y para los consumidores porque sobre la misma red permiten desarrollar una potencia renovable que de otro modo no sería posible”, señaló. En efecto, los compensadores síncronos son una herramienta conocida por el sector eléctrico y que ya se está utilizando en otros países para maximizar la integración de eólica y fotovoltaica.
Beatriz Alonso, responsable de Proyectos DSO de i-DE (Grupo Iberdrola), ha destacado en su exposición que “como distribuidor, i-DE tiene un papel esencial en la transición hacia una economía de bajas emisiones, al ser responsable de integrar la generación renovable de manera eficiente, tanto en coste como en plazo. En este sentido, i-DE, apoyándose en la digitalización de la red, se encuentra inmersa en diferentes proyectos con el objeto de facilitar una mayor integración de la misma. Operar redes en diferentes continentes nos permite estar siempre a la vanguardia de tecnologías y compartir mejores prácticas”.
Alezeia González, responsable de innovación en Digitalización de Redes de Naturgy, ha abordado el análisis de la problemática de la integración de renovables en red y las soluciones que se exploran en Naturgy en dos ámbitos: los grandes generadores y la generación distribuida. “Las tecnologías energéticas distribuidas como la generación embebida, el almacenamiento y la flexibilidad de la demanda ofrecen una gran oportunidad para una explotación eficiente del sistema. Para ello, es fundamental una definición apropiada de las reglas de juego para que la participación de estos recursos en la operación de las redes introduzca eficiencia a largo plazo desde una perspectiva global de sistema energético”, ha señalado Alezeia González.
Para finalizar, Juncal González Navarro, responsable de Innovación de Viesgo, ha expuesto el “proyecto Dynelec, un caso de éxito de cómo, a través de la innovación, nuestras infraestructuras contribuyen a distribuir energía de un modo más sostenible y eficiente”, según explicó. El constante incremento de instalaciones de generación renovable conectadas a las redes de distribución provoca que la operación de estas infraestructuras sea cada vez más compleja. Según Juncal González, Dynelec soluciona esta problemática ya que permite una mayor absorción de la energía renovable y una necesidad menor de crear infraestructuras adicionales, aumentando la integración de las energías renovables en las redes eléctricas gracias a la monitorización de las condiciones climatológicas, proporcionando a los consumidores una mejor calidad de suministro.
El piloto inicial de este proyecto se desarrolló en la línea Ludrio-Meira, en la zona de Lugo, donde se pasó de tener 1.155 horas de restricciones en 2011 a 0 horas durante 2018. Viesgo ha extendido la tecnología desarrollada en el proyecto a toda su red de AT de 132 kV, y actualmente cuenta con 1.200 kilómetros de red que pueden operar en régimen dinámico.