La Graciosa se independiza gracias a la energía fotovoltaica

Un proyecto liderado por Endesa da sus primeros pasos para aislar la red de la isla gracias a un sistema de control de nubes y a pequeñas plantas de producción y almacenamiento que se pueden activar a demanda

La isla de la Graciosa (Canarias) ocupa un área de 27 km2 y cuenta con unas 400 viviendas. Sus 720 habitantes tienen electricidad gracias a un cable de conexión de 1.300 metros que sale de Lanzarote y que está en servicio desde 1985, aunque «como reserva de la bioesfera es el sitio idóneo para desarrollar programas de I+D encaminados a introducir energías renovables en la red. Su topografía es perfecta para hacer demos de microrredes», explica Jacob Rodríguez Rivero, responsable del proyecto de Generación Renovable con Almacenamiento y Consumos Inteligentes para la Operación de redes de distribución con Sistemas de Autoconsumo (siglas de Graciosa) de Endesa Distribución.

Con este desarrollo se quiere integrar las renovables en la red eléctrica de la isla con el apoyo de almacenamiento. Lo que se pretende es maximizar la producción solar de la Graciosa, pero también solucionar los retos que presenta la creciente penetración de la fotovoltaica producida por viviendas o edificios en las redes de distribución. La clave es garantizar la seguridad del suministro, y evitar que, en estos sistemas con un alto porcentaje de producción renovable o aislados de la red, se produzcan caídas de tensión; como, por ejemplo sucede cuando el cielo se nubla. El desarrollo está liderado por Endesa y cuenta con la subvención del CDTI y cofinanciado con fondos de la Unión Europea.

Y es que en la Graciosa se da un fenómeno natural llamado la nube rápida, que se forma por las condiciones climáticas de la isla. El problema se halla cada vez que pasan estas nubes tapan el sol a los paneles solares y esto provoca un cambio rápido en la generación de energía; baja la producción repentinamente (se producen caídas de decenas de vatios/metro cuadrado), aunque la demanda siga estando al mismo nivel. De hecho, lo primero ha sido estudiar las posibilidades naturales que tenía la isla para la integración de paneles fotovoltaicos y los resultados arrojaban unas cifras de sólo un 25%. Gracias al proyecto, que incorpora sistemas de almacenamiento y un sistema inteligente y remoto de control de la red, esta penetración puede llegar al 45%. «Existe un plan de fomento de las energías renovables en las Canarias, pero ¿qué pasaría si todos los tejados tuvieran sus paneles y de repente se nublara el cielo? ¿A qué nivel se puede integrar renovables sin afectar a la calidad del servicio? Para entenderlo, pensemos en una red como la de la Península. Aquí los grandes centros o plantas de producción renovable (con MW de potencia) vuelcan al canal de distribución de Red Eléctrica de España en alta tensión. Los desequilibrios en la producción se notan menos; sólo se dan cuando las renovables producen más de un 60% de la energía total. La dificultad radica si hay muchos pequeños productores (1-3 kW) que vuelcan a las redes en baja tensión cuando todos dejan de producir en el mismo momento», explica Jorge Sánchez Cifuentes, responsable del área de Nuevas Tecnologías e Innovación de Endesa Distribución.

Lo que se ha hecho es solucionar el problema de las nubes rápidas con la instalación de una microrred que integra generación distribuida (la energía generada por las placas fotovoltaicas colocadas en algunos edificios de la isla) y baterías. Esta microrred es capaz de interactuar con el resto del sistema eléctrico y de funcionar de forma aislada. Además, tanto la distribuidora, como la comercializadora y los usuarios han tenido un papel activo para mejorar la eficiencia del sistema.

Uno de los elementos con más peso de la red, y que sirve para compensar estas diferencias en la producción con sol y nubes, es el almacenamiento híbrido. El llamado HESS ayuda a balancear el consumo, compensar los flujos energéticos y tener una respuesta rápida y dinámica ante incidencias. Aporta la capacidad de igualar la generación y el consumo; almacena energía cuando existe más de lo primero que de lo segundo y la liberará cuando sube el consumo. ¿Cómo lo hace? A través de dos soluciones de almacenamiento. En primer lugar con ultracondensadores situados en un contenedor que son capaces de soltar la energía de forma muy rápida, en cuestión de microsegundos. La ventaja de esta forma de almacenamiento es su velocidad, pero tiene un inconveniente y es que no es capaz de soltar energía durante mucho tiempo. Para sostener esta salida en el tiempo, hay otra forma de reservar basado en una solución salina que almacena la energía en forma de calor y que la suelta cuando se necesita más electricidad. Lo hace de forma continuada aunque no tan rápida.

Esta es una de las formas que tiene la microrred de ajustar demanda y oferta o producción. Otra es a través de los puntos de generación y los clientes. Estos son por un lado, las plantas de generación de energía renovable: «Ahora mismo hay tres plantas de 34,5 kW y dentro del proyecto se han instalado otras tres de 11,4 kW cada una en edificios oficiales y encima del tejado de la cofradía de pescadores», explican desde Endesa. Al estar conectados, el sistema puede optar por ir reduciendo la producción cuando se anticipa la llegada de nubes para que ésta caiga gradualmente, de forma que se eviten caídas de tensión.

Por otro lado, algunos habitantes de la isla cuentan con sus propios paneles fotovoltaicos que generan electricidad y ayudan a almacenarla y volcarla en la microrred cuando se necesita. «Cada cliente recibe una consigna del rango de funcionamiento que tiene que tener; queremos que funciones a esta potencia en este momento en función de la hora del día y de los hábitos de consumo, que enciendas o apagues un aire acondicionado en determinado momento, etc. La idea es que el cliente sea parte activa del sistema eléctrico y que en un futuro se le pague por volcar energía a la red cuando se necesite estabilizarla», explica Sánchez.

Todas estas decisiones las toma un cerebro o sistema de gestión activa llamado Microgrid Manager que, en función de las situaciones climáticas que encuentra, evalúa cuáles son los sistemas que se necesitan y cuáles no; es decir, reduce los niveles de inyección de fotovoltaica o aumenta su potencia jugando con la oferta y la demanda. La función principal es monitorizar todos los datos de la red de distribución (el almacenamiento, la fotovoltaica y los clientes). Luego manda las órdenes para que cada elemento realice su función. Una de las ventajas de HESS es que se controla de forma remota. Este cerebro recibe, además, información de un par de cámaras, que graban a 360 grados y cada 15 segundos emiten una señal para indicar el comportamiento del clima en las próximas 24 horas y anticipan el movimiento de las nubes. Cuando las cámaras detectan su llegada mandan una señal al «manager» para que alerte a la microrred y se solucione la incidencia o bien usando las baterías de almacenamiento o gestionando la demanda. Cuando se activa el sistema de contingencia los elementos que componen la red se preparan para conseguir que poco a poco baje la energía para sostener la tensión. Este es el punto más innovador: la gestión energética para monitorización y control de clientes autoconsumidores.

Gracias a estas tecnologías se corrige la falta de potencia en menos tiempo y se evita la caída de energía cuando sube la demanda (la población de la isla se dispara en verano, llegando a alcanzar los 3.000 habitantes), hay un golpe de calor o cuando las nubes rápidas pasan por encima.