dc.description.abstract | En el proceso de cambio en el que se encuentra actualmente el sector eléctrico, se
espera un fuerte incremento de la generación fotovoltaica de pequeña potencia,
en forma de autoconsumo, conectada a las redes de distribución de baja y media
tensión.
La red de distribución existente en la actualidad se ha planificado y diseñado para
atender fundamentalmente el consumo. Esta misma red es la que va a tener que
integrar ese incremento de la generación fotovoltaica, y tendrá que hacerlo
salvaguardando en todo momento los requerimientos de seguridad y de calidad del
suministro. Para ello, no cabe duda de que los gestores de las redes de distribución
deberán aprender a adaptarse a esta situación.
En este trabajo se desarrolla una serie de procedimientos para evaluar el impacto de la
integración de niveles crecientes de penetración de generación fotovoltaica distribuida
en la red de distribución, fundamentalmente la de baja tensión, desde una perspectiva
de planificación de la red a medio y largo plazo. Dicho impacto se concreta en una
cuantificación de las congestiones, una estimación de la variación de las pérdidas
técnicas respecto a la situación inicial sin generación, y una valoración de las
inversiones y costes de O&M asociados necesarios para adaptar la red de manera que la
calidad de servicio no se vea alterada. En este trabajo no se analizan otros aspectos que
pueden incidir en la red en el corto plazo y que tienen otro tipo de soluciones mediante
actuaciones de operación.
El análisis se desarrolla sobre un caso de estudio real, a partir de una extensa zona de
distribución con más de 80,000 consumidores, teniendo en cuenta la red de distribución
real que la alimenta, y generando escenarios de penetración creciente de generación
fotovoltaica.
Los procedimientos que se han desarrollado pivotan sobre un Modelo de Red de
Referencia, similar al empleado por el Regulador español, capaz de incorporar zonas de
red de distribución de tamaño real, y que permite la resolución de flujos de cargas en
media y baja tensión. Para la cuantificación de las pérdidas anuales el modelo resuelve
8,760 flujos de carga al año. Para corregir las congestiones y sobretensiones que se van
produciendo a medida que se conectan más instalaciones fotovoltaicas, el modelo
identifica y simula diferentes soluciones de adaptación de la red, cuantifica la inversión
necesaria en cada caso, y selecciona la que resulte más económica.
Una de las principales conclusiones del trabajo es que, aunque ya desde la llegada de
las primeras instalaciones fotovoltaicas pueden producirse localmente congestiones e
incremento de las pérdidas en determinados circuitos de baja tensión, a partir de
niveles de penetración fotovoltaica del 30-45% (dependiendo de la métrica usada para cuantificar dicha penetración) empiezan a producirse congestiones significativas que
llevan a que las pérdidas técnicas superen a las del escenario base sin generación FV, y
empiezan a ser necesarias inversiones crecientes para la adaptación de las redes.
Desde una perspectiva de planificación de largo plazo, sin tener en cuenta otros costes
relacionados con actuaciones de operación, y sin considerar otras inversiones indirectas
necesarias en este proceso de integración de las renovables como las relativas a
digitalización de la red, monitorización, automatización y sistemas, en términos
económicos (inversión, costes de O&M y pérdidas), los costes directos por potencia FV
instalada alcanzan los 2.73 €/kWp para escenarios con penetración FV del (30-45%) y
los 10.18 €/kWp para escenarios del (50-75%) de penetración.
Para futuras líneas de trabajo quedan por valorar aspectos como, por ejemplo, las
posibles sinergias entre el autoconsumo fotovoltaico y la también esperada penetración
del vehículo eléctrico con recarga vinculada en el domicilio, la incorporación de los
mercados locales de flexibilidad que se prevén en el futuro marco normativo europeo, o
la incorporación masiva del almacenamiento a nivel doméstico, en combinación con la
generación fotovoltaica. | es |