Los Recursos Energéticos Distribuidos, DER por sus siglas en inglés, son entendidos como los recursos energéticos gestionables que se encuentran conectados en las redes de distribución o en las instalaciones de los usuarios finales, como por ejemplo las fuentes primarias dedicadas a la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, los vehículos eléctricos y las cargas eléctricas controlables [1].
Durante décadas, los sistemas eléctricos se expandieron bajo soluciones convencionales de grandes sistemas de generación y transmisión para suministrar grandes bloques de energía a los sistemas de distribución, con flujos unidireccionales y un papel pasivo del usuario, ubicado al final de la cadena productiva. Sin embargo, junto con la industrialización, la electrificación y la evolución tecnológica de los procesos, se dio la posibilidad de utilizar nuevas tendencias tecnologías para la producción y consumo de energía cercanas a las zonas de consumo.
De esta manera, la disponibilidad de tecnologías con la capacidad de producir energía de forma costo-eficiente a menor escala y recursos energéticos disponibles en lugares cercanos al usuario final están transformando la estructura de los sistemas. Además, el avance en tendencias tecnológicas de la información y las telecomunicaciones, así como capacidades en procesamiento y uso de la información conllevan a una transformación basada en tres principios fundamentales, la descentralización gracias a la integración de los DER, la digitalización derivada de las tecnologías de la información y las telecomunicaciones, y la descarbonización en las fuentes y los usos de la energía [2].
Este documento se focaliza en la integración de la autogeneración y generación distribuida, el almacenamiento de energía, la respuesta de la demanda y los vehículos eléctricos; que bajo el contexto actual del sistema eléctrico colombiano acelerarían la transformación del sector. Además, se consideran otras tendencias tecnológicas transversales, como la automatización de la red, la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI), las microrredes y nuevos modelos de negocio que se conciben como catalizadores para acelerar el desarrollo eficiente e integral de los DER, como se muestra en la Fig 1.
En cuanto al impacto en las redes de distribución, la conexión de los DER tiende a cambiar la forma en que se planean y se operan los sistemas, especialmente por la probabilidad de presentarse flujos bidireccionales, lo cual implica un ajuste en las protecciones, y en los dispositivos encargados de controlar variables de tensión y de frecuencia. Así como, el uso de herramientas para la automatización de la red y un mayor uso de información para optimizar la operación del sistema eléctrico y sus activos [1].
Este tipo de recursos energéticos pueden estar conectados al interior de las instalaciones de los usuarios y a los sistemas de distribución; en ambos casos, el uso de la información juega un papel fundamental, para la eficiente implementación del Internet de las Cosas (IoT) y la masificación de la AMI. Lo anterior muestra un papel cada vez más activo por parte del usuario dentro de la toma de decisiones en el sistema, gracias a la posibilidad que tiene de gestionar su consumo con equipos de control directo de carga y de inyectar energía a la red a través de los recursos energéticos instalados detrás de su medidor, tales como el almacenamiento, los vehículos eléctricos y los propios generadores. En este contexto, es posible que los dispositivos conectados a la red eléctrica modifiquen su comportamiento energético, de acuerdo a las condiciones de las instalaciones del usuario o del sistema eléctrico en general [3].
Contexto colombiano
En Colombia, el marco político para integración de la AutoGeneración a Pequeña Escala (AGPE) y Generación Distribuida (GD), así como los lineamientos en respuesta de la demanda fueron establecidos en la Ley 1715 de 2014, que tiene como objetivo la integración de fuentes no convencionales de energía, principalmente de origen renovable y el uso eficiente de la energía. Además, la expedición del documento CONPES 3934 donde se estableció la política de crecimiento verde para el país y en los decretos del Ministerio de Minas y Energía 2469/14, 038/17 y MME 348/17 se definieron los lineamientos de política descritos en la Ley. En cuanto a los instrumentos regulatorios para la integración de la AGPE y la GD, durante el año 2018 la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, expidió las resoluciones 030/18 y 038/18 por las cuales se regulan dichas actividades para el sistema interconectado nacional y las zonas no interconectadas, respectivamente. En el caso de los mecanismos de respuesta de la demanda, en el marco regulatorio colombiano existe el programa de Demanda Desconectable Voluntaria - DDV, regulada mediante la resolución CREG 063/10 que opera como anillo de seguridad del cargo por confiabilidad; además han operado algunos programas temporales como “Apagar Paga”, que se utilizó como respuesta al fenómeno del niño que enfrentó el sistema eléctrico entre 2015 y 2016, regulado con las resoluciones CREG 011/15, 029/16, 039/16 y 049/16.
En el caso de los vehículos eléctricos y el almacenamiento de energía, no existen lineamientos de política específicos. No obstante, en el caso del almacenamiento, la CREG ha puesto en consulta la resolución CREG 127/18, por medio de la cual se busca integrar soluciones de almacenamiento con baterías para prestar servicios a la red (sistema de transmisión nacional).
En la Fig 2, se muestra una evaluación cualitativa del nivel de adopción de los DER en el caso colombiano, considerando importante generar el ecosistema que pueda llevar el nivel de adopción desde el estado actual (baja adopción) hacia una integración masiva. Como se puede observar, a pesar de los adelantos en la construcción de un marco político y regulatorio para la integración de DER, su nivel de adopción en el país es bajo, iniciando con instalaciones de AGPE/GD, y el despliegue de medidores avanzados realizado por algunos operadores de red. Adicionalmente, la penetración de vehículos eléctricos es baja, al igual que las instalaciones de almacenamiento de energía a nivel residencial y la participación de la respuesta de la demanda de acuerdo con las fases descritas por Lawrence Berkeley National Lab [4].
Para acelerar la adopción de este tipo de recursos en los sistemas eléctricos se requieren cambios políticos, regulatorios y normativos, así como nuevos modelos de negocio que permitan maximizar los beneficios para los diferentes interesados, además de eliminar barreras de carácter tecnológico. Por lo anterior, la iniciativa Colombia Inteligente ha adelantado acciones con el propósito de acelerar la inserción de los sistemas inteligentes en el sistema eléctrico colombiano, especialmente en lo relacionado a los DER. Para ello ha construido una serie de documentos de referenciamiento y grupos de trabajo colaborativo en cada una de las tendencias tecnológicas asociadas a los DER, tales como la respuesta de la demanda, la conexión de la autogeneración y la generación distribuida, el almacenamiento de energía y los vehículos eléctricos, encontrando una serie de requerimientos que son necesario acelerar para integrar eficientemente las nuevas tendencias tecnológicas.
En primer lugar, para lograr el empoderamiento de los usuarios y una mayor conciencia de su consumo energético, es necesario habilitar la señal de precio intradiaria para todos los tipos de usuarios, inicialmente de carácter voluntario, en el cual el usuario pueda decidir si participa o no en este tipo de tarifas de acuerdo a la percepción de los beneficios. Adicionalmente, es necesario definir el esquema de participación en los diferentes mecanismos de respuesta de la demanda mediante la figura de agregador de DER, analizando la participación de los nuevos agentes, así como de los existentes.
Además, es necesaria la estandarización y normatividad para la conexión de recursos energéticos distribuidos de acuerdo a estándares internacionales como IEEE 1547 e IEC 61727, especialmente en la homologación para el caso colombiano y la actualización del código de redes, la NTC 2050 y el RETIE, fomentando la industria nacional en la producción de bienes y servicios asociados a los DER.
Así mismo, se deben diseñar procedimientos para la conexión de los DER, eliminando barreras innecesarias para los promotores y manteniendo la seguridad del sistema, además de definir la arquitectura de referencia y protocolos estándar de los centros de control (dominios de la operación y de gestión de la medida) considerando la inserción masiva de este tipo de recursos. En consecuencia se debe evaluar el impacto de la conexión de los DER en la red (tensión, cargabilidad, protecciones, flujos bidireccionales), el avance de los indicadores de desempeño y la inserción de los recursos energéticos distribuidos.
Por último, es necesario integrar eficientemente los DER dentro de los planes de inversiones de las empresas del sector y construir modelos de negocio que habiliten la prestación de servicios en el sistema eléctrico.
Catalizadores para masificar los DER
A continuación, se listan aquellos elementos transversales y acciones que se han identificado para soportar y acelerar la transformación del sector eléctrico y lograr, entre otros aspectos, la integración de los DER en el sistema eléctrico colombiano, tales como fomentar el despliegue tecnológico para la automatización de la red, la ciberseguridad, interoperabilidad y gobernanza de datos, la infraestructura de medición avanzada, el desarrollo microrredes sostenibles y la implementación de nuevos modelos de negocio como se muestra en la Fig 3.
El primer elemento catalizador para la masificación de los DER es la automatización de la red, teniendo en cuenta que la integración en los sistemas eléctricos convencionales, especialmente en los sistemas de distribución, caracterizados por una topología radial en baja tensión y alta resistividad, puede traer impactos significativos tanto de forma positiva como de forma negativa. Con el objetivo de aprovechar los beneficios, manteniendo la seguridad y confiabilidad de los sistemas, es necesario dotar las redes de herramientas de elementos automatizados que permitan controlar los flujos de potencia, mantener el control de tensión y la estabilidad general del sistema.
El segundo elemento tiene que ver con los criterios de interoperabilidad, ciberseguridad y gobernanza de datos, debido a que para cumplir con las funcionalidades de los DER es necesario que los dispositivos estén en la capacidad de conectarse, operar y comunicarse en cualquier lugar; para conseguirlo se debe garantizar la interoperabilidad, compatibilidad, confiabilidad, y seguridad en las operaciones. El uso masivo de los DER plantea retos importantes en torno a la seguridad y protección de los sistemas cibernéticos y físicos, en su desarrollo pueden ser apropiadas varias políticas, planes de gestión, protocolos y normas utilizadas en la actualidad en temas de ciberseguridad. Sin embargo, debido a las características de algunas implementaciones de los DER, es necesario desarrollar estrategias para gestionar los riesgos asociados.
El tercer catalizador es la masificación de la infraestructura de medición avanzada, gracias a la disponibilidad de información en intervalos de tiempo muy cortos y a nuevas funcionalidades disponibles, que abren la posibilidad de operar el sistema de forma confiable con altas penetraciones de DER. La AMI es el conjunto de hardware, software, arquitecturas y redes de comunicación necesarias para la comunicación bidireccional entre usuario y proveedor del servicio con el fin de mejorar la prestación del servicio utilizando las ventajas de la operación remota en función de las capacidades tecnológicas y las necesidades del mercado.
Uno de los conceptos asociados a los DER son las microrredes, convirtiéndose en el cuarto catalizador, entendidas como sistema eléctrico que integra demanda (cargas) y recursos energéticos distribuidos, con la capacidad de operar bajo criterios técnicos, económicos y socioculturales durante un periodo de tiempo indefinido, cuenta con diferentes niveles de automatización, bien sea de modo aislado o interconectado a una red principal, partiendo desde la conexión de autogeneración o generación distribuida, hasta el control coordinado con otras microrredes, pasando por diferentes niveles de integración de otros recursos energéticos como el almacenamiento y la respuesta de la demanda [5].
Finalmente, el sector está bajo una transformación energética, ésta no solo incluye la transición energética sino también la transformación digital, entre otros cambios tecnológicos que generan nuevas tecnologías y servicios. Por ejemplo, la transformación digital en el sector eléctrico es un proceso que tiene como objetivo interconectar los activos al ecosistema digital, centrados en el cliente de un modo inteligente. Es un proceso que genera nuevos modelos de negocio apalancados por el uso de las tecnologías digitales. De esta manera, para habilitar los modelos de negocio emergentes asociados a los DER es necesario explotar los beneficios de las nuevas tecnologías y eliminar barreras innecesarias de acceso a los mercados, en caso de existir. En ese sentido, se requieren ajustes en la forma convencional en que se financia o remunera las actividades del sector, para proporcionar mayor certeza en la recuperación de las inversiones y mayor flexibilidad en el diseño mecanismos como en el de las tarifas del servicio.