La electrificación del transporte por carretera trasladará nuestras necesidades energéticas de la gasolina a los sistemas eléctricos.
Esto podría sobrecargar nuestras redes eléctricas y entrañar el riesgo de saturarlas, a menos que lo planifiquemos e invirtamos en consecuencia.
Hemos modelizado varios escenarios para ver cuál podría ser el impacto; estos son nuestros resultados.
El transporte por carretera, responsable de alrededor del 18 % de las emisiones mundiales de CO2, es un sector clave en el que deben reducirse las emisiones. Pasar de los hidrocarburos fósiles a un transporte impulsado por energías renovables es fundamental para limitar el aumento de las temperaturas mundiales, y los gobiernos de todo el mundo han fijado objetivos y respaldado iniciativas para acelerar la electrificación del transporte. Algunos ya han prohibido la venta de automóviles nuevos de gasolina y diésel para el período 2030-2040.
Hacer funcionar los vehículos con electricidad de fuentes renovables en lugar de combustibles fósiles trasladará las necesidades energéticas de las gasolineras a los sistemas eléctricos. Debemos tener en cuenta el impacto de un número creciente de vehículos eléctricos que se conectan periódicamente para recargar sus baterías.
¿Cuáles son los límites de capacidad y flexibilidad de los activos de generación y de la red para satisfacer la creciente demanda de recarga de la movilidad eléctrica sin medidas técnicas o basadas en el mercado específicas, como la recarga no controlada? ¿Cuándo se alcanzarán esos límites y qué tipo de soluciones de software y hardware se pueden implementar para dar cabida a una mayor proporción de vehículos eléctricos (VE)?
Para proyectar futuros escenarios regionales, hemos aplicado el siguiente enfoque de modelización generalizada para los automóviles particulares (de pasajeros), como se muestra en la figura siguiente. Según estos supuestos, es probable que la electrificación completa de los automóviles de pasajeros en cualquier región del mundo aumente su demanda total de electricidad alrededor de un 10-20 %.
En nuestro análisis, recurrimos a fuentes públicas para recopilar y examinar datos sobre hábitos de conducción típicos en Estados Unidos, Australia y algunos países de la UE, y observamos tendencias similares en distintas regiones. Los perfiles de conducción se han traducido en perfiles de recarga de VE, teniendo en cuenta la potencia nominal típica de los cargadores, el lugar de recarga y su frecuencia. En el enfoque de modelización, suponemos que todos los VE empiezan a recargar sus baterías en cuanto se estacionan y se conectan a la red eléctrica; es decir, se trata de un proceso de recarga no controlado desde la perspectiva de la gestión de la red. ¿Qué encontramos?
Desafíos a escala nacional
A escala nacional, los nuevos picos de demanda de los VE por la mañana y por la tarde, junto con el retiro de capacidad de generación convencional, pueden provocar déficits de generación y transmisión de electricidad durante ciertas horas y días; por ejemplo, en días nublados de invierno con poca producción eólica. La capacidad de los países para mantener el equilibrio entre generación y demanda dependerá de la capacidad de sus futuras interconexiones transfronterizas con los países vecinos. La distribución espacial de los VE, las diferencias en los hábitos de conducción y la variabilidad de la producción de energías renovables son factores importantes para cuantificar estas necesidades. En el caso de Alemania en 2040, la generación renovable del Reino Unido podría cubrir más del 80 % del déficit eléctrico en determinados días, pero sería necesario ampliar la capacidad de la red de transmisión del noroeste de Europa con respecto a su nivel actual.
En los días de alta generación solar, la pérdida de luz solar, sumada al pico de demanda vespertino debido al creciente número de VE, podría poner a prueba las características de las centrales térmicas convencionales en los próximos años. El almacenamiento de energía será clave para aprovechar el excedente de generación solar fotovoltaica durante las horas soleadas, almacenarlo y descargarlo durante los picos vespertinos de recarga de VE, lo que suavizará la producción de las centrales eléctricas convencionales.
Desafíos a escala de distribución
Aunque las centrales eléctricas y las conexiones transfronterizas pueden tener capacidad suficiente, distribuir la electricidad a zonas concretas (véase la figura siguiente) podría plantear dificultades, ya que la penetración de los VE particulares será desigual. De hecho, algunas zonas ya registran hoy una alta proporción de VE, mucho antes de que se alcancen esos mismos niveles a escala nacional.
En un escenario de un mercado con un 100 % de VE en un barrio concreto, los cables y transformadores de distribución podrían sufrir una sobrecarga considerable, sobre todo por la tarde. Esto ocurre demasiado tarde para que la producción solar fotovoltaica local pueda mitigarlo. Durante los picos de demanda causados por la recarga de VE, las tensiones también podrían alcanzar los niveles mínimos aceptables, lo que plantearía problemas en las redes de distribución que no cuentan con dispositivos de control de tensión.
La figura siguiente muestra una matriz de soluciones para contrarrestar los problemas de tensión y sobrecarga térmica derivados de la recarga no controlada de VE. Incluye diversas tecnologías digitales y dispositivos inteligentes que deben dimensionarse y ubicarse de forma óptima tanto en el terreno como en las salas de control para lograr una transición satisfactoria hacia la electrificación total y la descarbonización del transporte por carretera.
La sobrecarga de los transformadores de distribución causada por los VE particulares podría reducirse retrasando estratégicamente la recarga de los VE hasta las primeras horas de la mañana. Solo sería necesario redistribuir mediante la recarga diferida entre el 20 y el 25 % de la demanda energética total de los VE.
El almacenamiento en baterías puede utilizarse para reducir los picos de recarga de VE y aplazar importantes inversiones en infraestructura. En una red de distribución típica, la capacidad necesaria de las baterías equivale a entre el 50 y el 75 % de la potencia nominal del transformador, con una duración de descarga de dos a cuatro horas.
Los dispositivos flexibles de control de tensión y flujo de potencia, instalados en puntos estratégicos de las redes de distribución, pueden permitir un uso óptimo de la capacidad disponible de transformadores y alimentadores y mejorar la calidad general del suministro eléctrico en dichas redes.
Creemos que, desde el punto de vista técnico, el conjunto completo de soluciones técnicas necesarias para electrificar el 100 % del transporte por carretera sin poner en peligro el funcionamiento seguro de los sistemas eléctricos actuales y futuros ya está disponible o en desarrollo, y no supondrá una limitación ni un obstáculo.
