En todo el mundo, la transición energética está remodelando drásticamente nuestro panorama energético, introduciendo una nueva era de innovación y sostenibilidad. Aunque cada región se enfrenta a retos distintos desde sus diferentes puntos de partida, hay un tema que resuena en todo el diálogo mundial: es imperativo realizar fuertes inversiones en infraestructuras energéticas.
Estimados medios de información como Bloomberg NEF, McKinsey, la Agencia Internacional de la Energía y la Comisión Europea subrayan la escala monumental de esta transición. Sin embargo, el mero refuerzo de las infraestructuras físicas para satisfacer las exigencias de la integración de las energías renovables resultaría largo y económicamente oneroso para las sociedades de todo el mundo.
Si tuviéramos que gestionar la capacidad de la red necesaria de la forma tradicional, es decir, reforzando únicamente la infraestructura física, ello supondría una importante inversión de tiempo y recursos financieros, lo que impondría una carga considerable a las sociedades de todo el mundo.
Afortunadamente, se están desarrollando estrategias innovadoras para mitigar estos retos. A menudo, una parte importante de la estrategia de solución técnica es la Gestión de Recursos Energéticos Distribuidos, comúnmente conocida como DERMS.
Pero, ¿por qué parece tan difícil ponerse de acuerdo sobre lo que es realmente un DERMS?
El término ha evolucionado a lo largo de los años desde Respuesta a la Demanda, DRMS, DERMS, ADMS... ¿Dónde acaba un sistema y empieza el otro?
Curiosamente, pero quizá de forma totalmente natural, la razón de esta confusión podría residir en el simple hecho de que las distintas regiones parecen seguir caminos y estrategias diferentes hacia un futuro energético sostenible. Durante las numerosas horas que pasé hablando con operadores de redes de múltiples continentes, estas son mis observaciones:
En territorios con una alta penetración de la energía solar fotovoltaica en tejados domésticos, como California y Australia, la necesidad de un control activo de la generación en la red de baja tensión es cada vez más urgente. En California, la norma 21 tiene por objeto facilitar la integración inteligente de los DER y exige que los inversores admitan capacidades avanzadas de comunicación y control. Al soportar protocolos de aplicación estándar como el 2030.5, los operadores de red pueden controlar directamente las exportaciones fotovoltaicas para gestionar las violaciones de tensión.
En Estados Unidos existe una larga tradición similar de control directo de la carga a partir de programas de respuesta a la demanda. En este caso, el operador de la red tiene la capacidad de incorporar activos del cliente, como calderas de agua o cargadores de vehículos eléctricos, y proporcionar reducciones de costes en el uso de la red para los clientes finales a cambio de la capacidad de reducir la carga del cliente durante los períodos punta.
Del mismo modo, Australia también tiene grandes problemas de sobretensión, con una capacidad instalada de fotovoltaica sobre tejado de más de 34 GW. Una penetración fotovoltaica del 30-50% es normal en muchos barrios. En Australia, las envolventes operativas dinámicas (DOE), que permiten "conexiones de exportación flexibles", se han convertido en la norma para gestionar las sobretensiones de la red.
Para hacer frente a las sobretensiones, la alternativa australiana consiste en aplicar un límite de exportación fijo para los clientes, que puede ser de tan sólo 1 kW.
A través de las DOE (Dynamic Operating Envelopes), los clientes disponen de un límite dinámico de exportación, similar a un código dinámico de red, que les permite vender el excedente de energía y reforzar la capacidad total de energía renovable del sistema australiano. Estos DOE representan perfiles de carga y tensión, previstos por los operadores de la red con 24 horas de antelación. Aunque los inversores inteligentes compatibles pueden controlarse directamente utilizando estas envolventes, se difunden principalmente a los agregadores como restricciones de la red dentro de las cuales deben gestionar a sus clientes.
En el extremo opuesto del espectro, en la transición del control directo al indirecto, nos encontramos con la normativa de la UE. Empezando por el Green Deal y la Directiva 944 sobre mercados energéticos en 2019, la Unión Europea ha manifestado claramente su postura favorable a las formas de activar la flexibilidad del consumidor basadas en el mercado.
Los mercados de servicios auxiliares de los GRT sirven de inspiración para hacer frente a las limitaciones a nivel de distribución. El núcleo de la normativa es que los servicios que alivian de forma rentable la necesidad de aumentar la capacidad de la red deben adquirirse mediante procedimientos basados en el mercado. Sin embargo, en la práctica, los DSO europeos pueden utilizar tres herramientas principales para activar la flexibilidad: (1) Mercados locales de capacidad; (2) Acuerdos bilaterales; (3) y conexiones no firmes. Un acuerdo bilateral también debe obtenerse a través de la competencia, pero a menudo implica un contrato a más largo plazo y no se adquiere necesariamente a través de un mercado.
Una conexión no firme es un acuerdo temporal para permitir que un nuevo cliente se conecte a una red con restricciones. La conexión no firme permite al gestor de redes de distribución restringir la generación o reducir la carga cuando sea necesario, pero sólo puede utilizarse hasta que se haya resuelto el cuello de botella de la conexión. Existen conceptos similares en todo el mundo, pero con términos diferentes, como interconexiones flexibles, conexiones flexibles o conexiones dinámicas.
Pero no hay regla sin excepción. Curiosamente, Alemania está adoptando un enfoque bastante diferente al del resto de la Unión Europea desde 2024, cuando entró en vigor el reglamento EnWG §14a. Esta modificación de la normativa energética permite a los operadores de red reducir el consumo de cargas de baja tensión, como cargadores de vehículos eléctricos, bombas de calor y baterías, hasta 4,2 kW en caso de restricciones críticas de la red. A cambio, el cliente obtiene una tarifa de red reducida. Funciona como un programa de respuesta a la demanda; sin embargo, en este caso, la participación es obligatoria tanto para los consumidores como para los operadores de red, que deben aceptar sin demora todas las nuevas solicitudes.
Un reto común en todo el mundo es la creciente necesidad de coordinación entre los GRD y los GRT, así como la definición de límites claros dentro de los cuales deben operar los proveedores de servicios. Con el aumento de la congestión local y los servicios de tensión prestados por recursos que también pujan en los mercados auxiliares, aumentan los riesgos de objetivos contradictorios. Los códigos de red de la UE no publicados para la respuesta a la demanda establecen que las restricciones de la red deben hacerse públicas para que estos proveedores de servicios las cumplan. Estas restricciones dinámicas se asemejan al concepto australiano de envolventes dinámicas de funcionamiento (DOE).
Esta no es una visión completa de la situación, y hay muchas otras soluciones por ahí. Pero incluso con estos pocos ejemplos, es fácil ver por qué hay confusión tanto sobre el problema como sobre la tecnología necesaria para solucionarlo. El motivo por el que hemos llegado a esta situación tiene probablemente múltiples causas, pero cambiar un sistema regulado de 100 años de antigüedad como el de la distribución eléctrica es un proceso lento y complicado.
En cualquier caso, ¡que sigan los acrónimos!
