La nueva energía obliga a afrontar el colosal reto de reinventar las redes eléctricas

Ahora este descomunal sistema se enfrenta a una profunda transformación, impulsada por los ambiciosos objetivos de descarbonización de nuestra economía. La explosión de proyectos de renovables que se están tramitando y los que vendrán, el afán por electrificar todo lo que se pueda y el avance de nuevas realidades como el autoconsumo, sistemas de climatización como la aerotermia y el vehículo eléctrico van a poner patas arriba este extraordinario entramado que tendrá que adaptarse a los nuevos tiempos.

Tan vital es acometer esta puesta al día en la red eléctrica que se recoge en la componente 8 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia: 1.365 millones para «asegurar la transformación del sistema energético para garantizar que sea flexible, robusto y resiliente». Se busca una red inteligente ('smart grids'), digitalizada y monitorizada, flexible, bidireccional, descentralizada y que siga garantizando la seguridad y calidad del suministro con nuevos actores que aparecen en escena.

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Y eso no va a ser nada fácil ante los retos que tenemos por delante. Sólo por el hecho de que la electrificación es el camino para reducir nuestra dependencia de los combustibles fósiles, «se necesitará reforzar todas las redes eléctricas porque habrá mayor producción y consumo», asegura el profesor de Dirección Estratégica del IESE Massimo Maoret.

Pero no basta con redimensionar. Hay también que reconfigurar su ADN. La red actual está diseñada para transportar la energía desde grandes centrales de generación (térmica, hidroeléctricas, nucleares...) hasta los lugares de consumo. «Es una red de muy alta tensión y alta capacidad para transportar gran cantidad de energía a largas distancias. Y luego está la red de distribución, para llevar esa energía con carácter más capilar y baja tensión a los consumidores», cuenta Luis Atienza, presidente de Argo Capital y ex presidente de Red Eléctrica. De esta forma, como señala el profesor del IESE, «la red está pensada para tener pocos puntos de producción y muchos puntos de consumo».

Pero ese esquema ya no sirve con la masiva integración de parques eólicos y fotovoltaicos. Más teniendo en cuenta que la actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec), presentada esta misma semana por el Gobierno, recoge objetivos más ambiciosos de los planteados inicialmente. La intención es que para 2030 el 81% de la electricidad generada en el país proceda de fuentes renovables (antes era el 74%). Y eso lo va a liderar dos tecnologías: la solar fotovoltaica (se prevén 76 GW, antes 39) y la eólica (62 GW frente a los 50 anteriores).

Por su propia naturaleza las renovables plantean grandes desafíos para la red. «La nueva generación renovable no se ubica en los mismos sitios que los recursos anteriores, sino en los lugares donde hay viento y sol y los grandes parques eólicos y fotovoltaicos suelen estar más alejados de la demanda y más dispersos geográficamente», indica Atienza. Además, «habrá más, porque tendremos más lugares de producción más distribuida. Por ejemplo, en lugar de una central nuclear tendremos cien parques eólicos y fotovoltaicos. Esto significa probablemente crear más líneas, más largas, más transformadores, más equipamiento...», matiza Maoret.

No hay que olvidar otro cariz propio de las renovables: su carácter intermitente y por tanto variable. Producen de forma diferente dependiendo de la hora del día y de las condiciones meteorológicas. En un espacio de muy pocas horas podemos pasar de tener mucha producción renovable a que esta desaparezca. «El flujo unidireccional (de alta a baja tensión) de la red convencional pasará a ser más complejo porque el origen de la producción y el destino de consumo cambiarán en función de si predomina la eólica, la solar, el almacenamiento, si es de día, de noche...», explica Atienza.

Esas circunstancias dan lugar a una gran variedad de situaciones en la ecuación entre generación y consumo. Y hay que hilar muy fino para que ambos se adapten. Porque se puede dar el caso de que exista una sobre producción de electricidad que no se consume porque no hay suficiente demanda en ese momento y, por tanto, la energía se pierde. Así, se desploman los precios y se genera energía a coste cero. Y puede ocurrir también que una sobre producción colapse la capacidad de un tramo de red, que no esté suficientemente dimensionado.

Son fenómenos que ya ha detectado la Asociación Empresarial Eólica (AEE), como ha declarado a ABC su director general Juan Virgilio. Ya se han producido situaciones de sobreproducción debida sobre todo al acelerón que ha experimentado la fotovoltaica. Fue la tecnología que más se instaló el pasado año, según REE.

Cuando esto ocurre, se activa el denominado 'curtailmente', es decir, el operador «en este caso Red Eléctrica ordena a las plantas renovables que dejen de inyectar a la red porque no se puede absorber la energía por falta de demanda o porque la red se colapsa al no estar dimensionada. Hay nodos congestionados y puntos que necesitan ampliarse», indica Virgilio.

Esto incide sobre todo en los parques más antiguos. «Para ajustar la generación a la demanda hay que ser muy ágiles en subir y bajar la producción. Esto lo permite la tecnología actual, pero los parques eólicos antiguos no tienen equipos. Estas centrales sufren mucho las paradas», dice Virgilio. «El principal reto -continúa- no es saber cuál es la dimensión que necesitamos en la red, sino que esta se adapte a las diferentes velocidades de los generadores y al aumento de la demanda. Los parques eólicos y fotovoltaicos no pueden esperar a que aumente el consumo», insiste Virgilio.

Además hay que tener en cuenta que el nuevo Pniec prevé el desarrollo de parques eólicos offshore. Serán 3GW de energía que llegue de los vientos del mar. «Los parques se empezarán a construir en 2027 y necesitamos una ampliación de la red en aquellos nodos donde pueda haber parques eólicos marinos», añade Virgilio.

Para abordar todas estas circunstancias que plantean las renovables, la red tiene que ser mucho más flexible. Así podrá adaptarse constantemente a esas condiciones cambiantes. Y esa flexibilidad se puede conseguir actuando sobre la demanda, es decir sobre los consumidores. «Parte de nuestros consumos se pueden programar según la disponibilidad de la oferta energética. Por ejemplo, cargando el vehículo eléctrico al mediodía cuando hay más sol. Por eso, necesitamos una red más inteligente que la actual», propone Atienza. También deberá ser «más estable y con equipamientos más complejos. Si hay fuentes diferentes, en puntos diferentes, que producen de forma diferente, el riesgo es que la tensión y frecuencia suban y bajen de manera inusual. Y la red tiene que ser estable en términos de potencia y frecuencia», considera el profesor Maoret.

Red Eléctrica (REE) es el operador y la propietaria de la red de transporte, es decir de las instalaciones que hacen posible el viaje que la electricidad realiza desde las centrales de generación (hidráulicas, térmicas...) hasta la red de distribución. REE gestiona 44.500 kilómetros de líneas de alta tensión (220 kV y 400 kV) y 6.000 subestaciones que transforman esa electricidad a tensiones más bajas.

La red de transporte ya cuenta con una planificación hasta 2026 para integrar el nuevo contingente de parques renovables de los próximos años. Se invertirán 6.964 millones para mejorar 8.000 km de líneas existentes, para construir 2.700 km de nuevas líneas y otros 700 km de interconexiones submarinas (aparte de otras internacionales). El objetivo es que la energía renovable alcance una participación del 67 % en el mix de producción eléctrica nacional (hoy es del 42%).

Y luego está una potente red de distribución, el otro gran entramado de la infraestructura eléctrica. Miles de kilómetros de líneas y miles centros de transformación, que en media y baja tensión, reparten la energía a los consumidores finales (industria, comercio, viviendas...). Gran parte está en manos de Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP. «Son propiedad de monopolios regionales. Y luego hay un grupo muy numeroso de pequeñas distribuidoras locales», matiza Atienza.

Pues bien, esa red también se enfrenta a nuevos desafíos. «Ahora la generación se va a conectar en todos los ámbitos de la red: alta, media y baja tensión. No solo serán grandes centrales de producción de energía sino que también habrá pequeñas plantas solares que inyectarán a la infraestructura», explica José Manuel Revuelta, director general de Redes de Endesa. Y cada vez más aparecerán autoconsumidores que no solo generarán electricidad para uso propio sino que también podrán venderla a la red cuando lo estimen.

Ya hay instalados 5.249 MW de paneles solares en los tejados de las casas, en polígonos industriales, en fábricas... Y el Pniec marca como objetivo para el autoconsumo alcanzar los 19 GW en 2030. «Es una cifra extraordinariamente grande que altera los retos de la red de distribución a la hora de gestionar flujos que son nuevos y para los que la red no está preparada. Se necesita sensorización, digitalización y control remoto para dar respuesta a esta realidad», dice Atienza.

Es lo que se denomina generación distribuida: producir electricidad a partir de pequeñas fuentes de generación ubicadas cerca de los puntos de consumo. «El número de generadores será mucho mayor y eso estresará a la red de menor tensión. Para mantener la garantía de suministro y la calidad durante 24 horas, necesitaremos invertir mucho en la red y en su digitalización. Así podremos actuar en tiempo real y hacer un uso más eficiente. Podemos conseguir mayor flexibilidad monitorizando las líneas. Tendremos más conocimiento sobre la capacidad que puede tener la red y podremos dar respuesta al cliente para que pueda verter más o menos. De esta forma, seremos capaces de integrar más energía», estima David Martín, DSO en Planificación y Regulación de i-DE en España, la empresa de distribución eléctrica de Iberdrola. Esta compañía ha previsto invertir en su red de distribución de todo el mundo 27.000 millones de euros hasta 2025.

En esta infraestructura de menor tensión se darán otras realidades que cambiarán las reglas de juego: vehículos eléctricos conectados a casas, edificios y electrolineras (que podrán también suministrar energía); baterías que almacenarán electricidad para consumir o verter a la red; sistemas de climatización como la aerotermia (en lugar de gas natural)... «Necesitaremos atender toda esa demanda y redes más capilares y más inteligentes», insiste Atienza, y que puedan manejar flujos diferentes, porque «la energía fluirá en uno y otro sentido», dice Martín. Será bidireccional.

Para atender esos nuevos usos, Iberdrola está optando por hacer inteligentes las casas y los edificios. «Adaptar el consumo facilita la penetración de las renovables. La 'smart home' y el 'smart building' cuentan con sus principales consumos conectados a internet, lo que permitirá tomar decisiones de forma autónoma para conseguir una reducción del coste energético y adaptar el consumo a las necesidades del sistema eléctrico, sin que el usuario lo perciba», dice Carlos Pascual, responsable de Soluciones de Gestión Energética en Iberdrola.

Endesa prevé invertir entre 2023 y 2025 un total de 2.600 millones de euros en sus redes de distribución y trabaja por atender las nuevas realidades, como explica José Manuel Revuelta. «Hay una gran necesidad de sensorización -afirma- para medir muchos parámetros en todo momento y conocer el estado de la red, que además tendrá que ser más resiliente ante nuevos fenómenos climatológicos que son más frecuentes como las tormentas más concentradas y la nieve húmeda. Y tendremos que ofrecer más servicios para un cliente que es capaz de consumir y vender electricidad. Además, habrá que reparametrizar los centros de transformación para que los flujos vayan en dos sentidos».

Esta compañía prueba ahora nuevos mecanismos de flexibilidad para que los propios consumidores les interese reducir los picos de demanda eléctrica. Y entre sus innovaciones desarrolla el proyecto Resisto: con técnicas de inteligencia artificial, sensores, cámaras térmicas de vigilancia y una flota de drones puede realizar un mantenimiento predictivo de su red para localizar posibles puntos débiles, por ejemplo, ante fenómenos climatológicos adversos. También ha desarrollado un gemelo digital de toda su infraestructura y utiliza el láser Lidar para hacer mapas tridimensionales de la red.

Una transformación ya iniciada para afrontar el colosal reto de integrar la explosión de renovables y nuevas realidades energéticas que asumirá la red eléctrica del siglo XXI.