Las redes eléctricas españolas se enfrentan actualmente a un doble desafío: por un lado, el "boom" de las energías renovables y la expansión de la movilidad eléctrica están disparando el número de generadores descentralizados y de nuevos puntos de consumo.
Por otro lado, los recursos para la ampliación, el mantenimiento y la operación de la red son limitados, ya sea en materia de personal, capital de inversión o infraestructura disponible. A esto se suman las consecuencias del cambio climático, los requisitos normativos más exigentes y la creciente demanda de seguridad del suministro. Como consecuencia, la saturación de la red es cada vez mayor, especialmente en zonas donde es necesario integrar nuevas instalaciones fotovoltaicas, puntos de recarga o bombas de calor.
Esta dinámica exige a los gestores de la red eléctrica española ir más allá de los conocimientos técnicos. Lo que hace falta es una transformación digital profunda. Sin herramientas modernas basadas en datos, la falta de transparencia y de capacidad de control y respuesta ante la saturación acabará convirtiéndose en el principal obstáculo para la transición energética.
Realidad de la red en España
Las operaciones diarias en las redes de distribución revelan una complejidad cada vez mayor en todos los niveles de tensión. La interacción entre la baja tensión (BT) y la media tensión (MT) es especialmente crítica. A medida que se conectan nuevos consumidores y generadores, tanto en ciudades como en zonas rurales, los procesos tradicionales de planificación y operación suelen llegar a sus límites.
Un caso común: una saturación o sobrecarga en la red de BT (como en zonas residenciales con alta densidad de fotovoltaica o cargadores) se debe a menudo a problemas en la red de MT de la que depende, derivados de restricciones de capacidad o de la falta de visibilidad sobre el estado de la carga. Estas interacciones son altamente complejas y difícilmente pueden supervisarse con las herramientas tradicionales.
Además, el despliegue creciente de sensores, sistemas de medida y activos descentralizados está dando lugar a una auténtica explosión de datos. La diversidad de formatos, la heterogeneidad de las fuentes y una información a menudo incompleta o contradictoria dificultan la obtención de una visión integral de la red, lo que impide tomar decisiones rápidas y bien fundamentadas.
Al mismo tiempo que estos retos técnicos, los requisitos normativos para los gestores de la red de distribución (GRD) españoles están incrementándose rápidamente. El Real Decreto 1183/2020 y las posteriores circulares y resoluciones de la CNMC obligan a los gestores de las redes de distribución a evaluar y publicar su capacidad de acceso de forma transparente y estandarizada, tanto para generación como para demanda, llegando hasta el nivel de nudo individual en sus redes de media y baja tensión.
Asimismo, el PNIEC 2023-2030 actualizado y el Plan de Recuperación y Resiliencia de España destinarán una financiación significativa a la digitalización de las redes de distribución, vinculando explícitamente la transparencia de la red y la planificación basada en datos con los objetivos de descarbonización de España. Dicho de otro modo: la capacidad de conocer, explicar y actualizar 'cuánta capacidad hay disponible realmente, dónde y cuándo' ha pasado de ser una mera obligación regulatoria a convertirse en una ventaja estratégica.
Por qué los métodos tradicionales ya no son suficientes
Muchos gestores de redes siguen trabajando con una variedad de sistemas aislados, procesos manuales y soluciones de TI estancas. Los análisis de la red, las verificaciones de capacidad y las solicitudes de conexión suelen procesarse manualmente y documentarse en sistemas independientes. Esto da lugar a largos tiempos de tramitación, altos costos de personal y un mayor riesgo de identificar situaciones críticas demasiado tarde.
A falta de una integración completa de los datos, a menudo se carece de una visión general del estado real de la red, así como de la capacidad de detectar saturación o sobrecargas en una fase temprana. Las herramientas convencionales alcanzan rápidamente a sus límites en este ámbito: no proporcionan ni la granularidad ni la velocidad requeridas para satisfacer las exigencias actuales de flexibilidad y seguridad del suministro.
Para los gestores de la red de distribución (GRD) españoles, contar con una visualización atractiva de la red ya no es suficiente. Para cumplir tanto con las exigencias regulatorias como con las demandas operativas de la red, es fundamental ir más allá de las visiones estáticas y adoptar una representación íntegramente digital de la infraestructura: el denominado "gemelo digital".
Un gemelo digital es un modelo vivo, basado en datos, que integra la red de media y baja tensión en una única vista coherente, integrando y validando continuamente la información procedente de SIG, gestión de activos, SCADA, medidores inteligentes y sistemas de clientes.
Esto permite a los gestores de la red de distribución (GRDs) generar automáticamente informes regulatorios, como mapas de capacidad de acceso o perfiles de tensión, con solo pulsar un botón. Además, permite responder con fiabilidad a preguntas complejas como: "¿Podemos conectar este centro de datos de 5 MW en esta subestación?" o "¿Qué impacto tendrán 500 nuevas bombas de calor en esta salida?"
Gemelos digitales y modelos de red inteligentes: el nuevo estándar
Los gemelos digitales se han vuelto indispensables para una operativa de red eficiente y para la integración segura de las energías renovables. Combinan esquemas estáticos con datos dinámicos de medición para crear una réplica digital de la red eléctrica en tiempo real.
Los procesos automatizados de depuración y validación de datos, junto con la detección de anomalías basada en inteligencia artificial, garantizan un modelo de red coherente y fiable. Esta base es esencial para realizar simulaciones precisas, análisis rápidos y tomar decisiones bien fundamentadas en un entorno cada vez más complejo.
El desarrollo se lleva a cabo de forma gradual: comienza con la cartografía estática de la red, continúa con la integración de datos históricos y operativos, y culmina con la conexión en tiempo real con los sistemas de operación. Esto permite realizar análisis automatizados de la red, un funcionamiento inteligente de la misma e inversiones específicas, todo ello en una única plataforma de datos siempre actualizada.
Los modelos de redes inteligentes no son, por lo tanto, solo un tema de futuro, sino que ya los usan muchos gestores de redes de todo el mundo para mantener el ritmo de la creciente complejidad y garantizar el suministro eléctrico de España a largo plazo.
Casos de uso en la práctica: cómo podría aplicarse para un gestor de la red de distribución en España
La digitalización de las redes de distribución ya no es una visión de futuro. Numerosos gestores de red en Europa están utilizando plataformas inteligentes para gestionar de forma proactiva la congestión de la red y la integración de energías renovables.
La Intelligent Grid Platform (IGP) de envelio es la solución elegida en numerosos proyectos de este tipo, ofreciendo resultados concretos y beneficios cuantificables. A continuación, se muestran algunos ejemplos que demuestran lo prácticas y escalables que son estas soluciones.
1. Mapas Avanzados de Capacidad de Acceso y Conexión
Caso práctico (en español):
Para gestionar de forma más eficiente las solicitudes de conexión a la red de media tensión, Glitre Nett puso en marcha el proyecto DataArena, un mapa de capacidad de acceso para comprobaciones de capacidad de autoservicio. Aunque existía un mapa de capacidad, no incluía cálculos automatizados de carga de la red ni recomendaciones sobre puntos de conexión. Las funciones de simulación necesarias se implementaron mediante la IGP, que constituye el núcleo de cálculo del servicio, permitiendo realizar análisis de flujos de cargas y estimaciones iniciales de los costes de conexión.
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