El gráfico adjunto que aparece un poco más abajo muestra muy claramente la alta variabilidad que podemos encontrar a lo largo de todo un año. Resume el patrón de generación solar y eólica, así como la curva de demanda real del Estado de Texas (EEUU), durante el año 2021.
Una vez diagnosticado el problema, ¡solo queda buscar el remedio! La única solución (o quizás las más eficiente consensuada por los especialistas), es que la demanda se vuelva activa. O dicho de otra forma: que los consumidores –y los edificios e instalaciones que utilizan– sean capaces de cambiar sus patrones de consumo, de almacenar energía y/o de venderla a la red según interese en cada momento.
Esto tendrá muchas implicaciones, como por ejemplo que los precios más bajos de la electricidad ya no siempre serán los de la franja nocturna, y sí quizás los de medio día. Todo será dinámico. En este contexto, será decisivo que el consumidor evolucione hasta poder gestionar de forma activa su demanda –y en general toda su energía– reduciendo, incrementando o desplazando su demanda energética mediante la gestión de su consumo, generación local o almacenamiento, activada por señales de precio del mercado.
Variabilidad diaria en los recursos de energía eólica (azul) y energía solar (rojo) en Texas (EEUU) respecto a la carga (línea en negro) en 2021. CF = Factor de capacidad. Fuente: Electric Reliability Council of Texas (2021)
Así que las prioridades del sistema eléctrico ya han cambiado. Antes se promovía instalar mucha capacidad de generación centralizada. Ahora lo que necesitamos es gestionar el lado opuesto, el de la demanda, para que se adapte en todo momento a la generación disponible. Es decir: poder desplegar flexibilidad del lado de la demanda y poner a los consumidores, a los edificios (a los prosumidores) en el centro del sistema eléctrico; alcanzando un compromiso entre “variabilidad” de la fuentes versus “flexibilidad” de esos consumidores.
Cualquier medida regulatoria futura deberá, por tanto, priorizar alternativas de eficiencia energética, de almacenamiento o de gestión inteligente de la demanda antes de promover nueva capacidad de generación sin aportar flexibilidad al sistema: necesitamos equilibrio.
Derivado de todo ello, la gestión integrada de los recursos energéticos del lado de la demanda se ha convertido en la piedra angular del nuevo ecosistema energético diseñado por la Unión Europea. Y todo ello solo puede hacerse realidad agregando “millones de cargas” que aporten pequeñas flexibilidades gracias a cientos de miles de “flexumidores” convencidos de los beneficios que eso aporta; y gracias a la digitalización y las tecnologías que los habilitan.
La digitalización será imprescindible tanto para esos consumidores, como para los nuevos agregadores y el resto de agentes tradicionales del sistema eléctrico. Estamos hablando de una nueva era del IoT para la red eléctrica, la convergencia a gran escala entre lo eléctrico y lo digital, que cada vez es más conocida como Electricidad 4.0.
¿Qué aporta el almacenamiento en este nuevo escenario?
El almacenamiento contribuye a que la energía renovable sea gestionable y despachable, es decir, que esté disponible cuando se necesita. Ya contamos con tecnología disponible y muy probada con baterías de litio, pero pronto también será habitual utilizar pilas de combustible de hidrógeno, o que convivan ambas en la misma instalación.
El almacenamiento distribuido detrás del contador, instalado junto al autoconsumo renovable, a la carga del vehículo eléctrico y los sistemas de climatización, gestionado con aplicaciones inteligentes, ya es actualmente el recurso energético distribuido más eficiente y el mejor activo de la red. Esta nueva red distribuida, basada en una red de microgrids, podrá proporcionar los mismos servicios que hasta ahora prestaban las centrales de generación basadas en combustibles fósiles, pero a un coste mucho menor. Es decir, gracias a la inteligencia artificial que aportan las microgrids y los servicios que proporcionarán los agregadores, la demanda estará preparada para adaptarse en cada momento a la generación disponible. Al revés de cómo funciona el mercado energético actualmente, en el que esta flexibilidad instantánea la aportan las centrales de generación convencionales.
¿De qué recursos dispone un edificio para activar su flexibilidad?
La respuesta a la demanda consiste en que los dispositivos y procesos que consumen electricidad dentro de un edificio, como bombas de calor, electrodomésticos, vehículos eléctricos, sistemas de climatización (HVAC) y procesos de producción industrial, puedan ofrecer flexibilidad al variar sus perfiles de carga.
Por ejemplo, un vehículo eléctrico podría comenzar a cargar antes por las previsiones del tiempo. En caso de un frente de viento, el perfil de carga se anticiparía gracias a unas señales de precio que recibe el prosumidor de parte de su agregador independiente, y todo ello de forma automatizada. Alternativamente, el proceso de carga del mismo coche podría ralentizarse o posponerse en caso de congestión de la red durante las horas punta de consumo. Lo mismo con cualquier proceso industrial electrointensivo que pudiera desplazarse o posponer en el tiempo en el momento que lo demandara la red para su propia estabilidad.
La “oferta activa” también incluye las unidades de almacenamiento local, que garantizan demanda adicional durante su carga, y capacidad de generación adicional durante su proceso de descarga.
¿Qué recursos flexibles serán los más competitivos?
Capítulo aparte merece la industria, con sus procesos particulares y sus consumos, pero si hablamos concretamente de edificios, tanto del sector residencial como del sector servicios, estos concentran el 62,9% de la demanda eléctrica actual en España. Así que serán una pieza clave para poder desplegar servicios de flexibilidad de forma agregada y masiva.
Serán grandes candidatos para el mix de “demanda activa” aquellos sistemas provistos de mucha inercia térmica. A nivel Europa, la climatización electrificada de espacios será, sin duda, la que contribuya en mayor medida a aportar esta flexibilidad, según ratifican los últimos estudios publicados por smartEn. Estas cargas incluyen: sistemas de climatización eléctricos (aire acondicionado, suelo radiante, con sistemas de bombas de calor, aerotermia…), así como los de calentamiento de agua (como termos y acumuladores de agua eléctricos, etc). Por detallar algunos datos del potencial asociado a la inercia térmica, la calefacción supone el 41,5% del gasto energético de una vivienda en España y el agua caliente sanitaria (ACS) el 18,8%. Aunque muchos sistemas siguen utilizando gas u otros combustibles fósiles, muchos de ellos se electrificarán. Hoy en España, la suma de calefacción, ACS y aire acondicionado con sistema eléctrico aún solo alcanza el 17% del consumo eléctrico residencial, por lo que el potencial en esta área es aún enorme
Por otra parte, los vehículos eléctricos (ya sean de carga simple o bidireccional “V2X”) son otra de las cargas gestionables de un edificio más claras y con mayor potencial. La importancia de la movilidad eléctrica en esa futura flexibilidad del sistema podemos concretarla en dos cifras muy llamativas:
• Se estima que los propietarios de edificios deberán prepararse para aumentar el consumo eléctrico de los mismos en hasta un 45% de su consumo actual. Una cifra nada despreciable.
• Sabiendo además que ya se pueden adquirir turismos eléctricos con baterías que pueden almacenar hasta 80 y 100 kWh, y que Red Eléctrica Española (REE) sitúa el consumo medio diario de un hogar español en 9 kWh; podríamos decir que cualquiera de estos vehículos eléctricos (con tecnología V2H ó V2X), ya estaría en condiciones de poder satisfacer las necesidades eléctricas de un hogar medio español durante unos 10 días.
¿Qué falta en España?
En España, además de los planes estratégicos ya conocidos (PNIEC, ELP, y Estrategia de Almacenamiento Energético), el “Componente 8” del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia titulado “Infraestructuras eléctricas, promoción de redes inteligentes y despliegue de la flexibilidad y el almacenamiento”, prima directamente las acciones necesarias para esta transición, con una inversión prevista de más de 1.300 millones de euros.
A nivel normativo, para la operación real y poder monetizar esta flexibilidad en el mercado a través de agregadores independientes, sólo resta el desarrollo del marco normativo, según se contempla en la disposición final undécima de la Ley 7/2021, de 21 de mayo, de cambio climático y transición energética. En estos momentos, la fecha prevista de implantación es el primer trimestre de 2024, según la última hoja de ruta para la implantación del Reglamento (UE) de Balance Eléctrico en el sistema eléctrico peninsular español, que en su última actualización –publicada el 20 de septiembre de 2022–, ha aplicado un retraso de casi un año respecto a la fecha anteriormente publicada.
Una prueba real de que esta flexibilidad ya se necesita para equilibrar el sistema, es la subasta urgente que se aprobó este pasado septiembre en Decreto Ley llamada nuevo “servicio de respuesta activa de la demanda”; heredero en buena manera del antiguo sistema de interrumpibilidad ya que aún sigue limitando los participantes a comercializadoras y consumidores directos mayores de 1 MW.
En la subasta celebrada el pasado 20 de octubre se adjudicaron solo 497 MW de potencia entre 16 participantes, de los 2.700 MW que pretendía colocar Red Eléctrica, lo que da en parte idea del escaso éxito de la colocación y quizás de la urgencia para abrir el mercado a nuevos agregadores independientes que democraticen la flexibilidad al resto de consumidores, tal y como aboga la Unión Europea.
La energía considerada como activo
Los consumidores finales serán por lo tanto el pilar fundamental de una nueva red dominada por energías renovables. Los edificios deberán no solo generar su propia electricidad, sino también ser capaces de almacenarla y venderla, en función de intereses comunes: los del propio consumidor como propietario del activo, y los de los operadores de la red. Y todo ello gracias a los incentivos que recibirá el primero, y a la minimización de inversiones en infraestructura de la que se beneficiarán los segundos.
Resumiendo, los edificios flexumidores deberán:
• Controlar y segmentar cada vez más sus consumos eléctricos (aumentando en su propia eficiencia).
• Ser capaces de reducir sus consumos de la red (maximizando el autoconsumo y gestionando el almacenamiento de forma inteligente y automatizada), reduciendo así el importe de sus facturas eléctricas, además de su huella de carbono.
• Generar nuevos ingresos gracias a su flexibilidad.
Es decir, los edificios practicarán la gestión activa e integrada de todos sus recursos energéticos por competitividad económica, por conciencia climática y por necesidad operativa de la red.
Desterremos cuanto antes el concepto de la energía como coste: la energía es un activo de los edificios y la forma más optimizada de gestionarla es mediante la inteligencia y la certidumbre energética que nos aportan las microgrids.
