Los problemas de infraestructura de la carga de vehículos eléctricos en las ciudades.

Alice Friedemann tiene un excelente sitio, donde nos informa desde hace años de las dificultades energéticas mundiales (entre otros temas también interesantes).

Hoy le toca el turno a un artículo sobre la complejidad de preparar una ciudad para la transición energética hacia la electrificación.

Mientras la penetración de los vehículos eléctricos es baja, la antigua infraestructura puede aguantar con el incremento de carga, solo con pequeños retoques. A medida que la ventas de eléctricos crece, el panorama cambia, si además de la infraestructura de carga, tenemos que añadir la generación masiva de renovables y la adaptación de la red eléctrica a las dificultades propias de una generación intermitente y alejada de la zona de consumo en las ciudades.

Como siempre, recomiendo acudir al original (que también reproduce a su vez, otro artículo  https://spectrum.ieee.org/the-ev-transition-explained-2658463709 ) , puesto que este post es una copia traducida al español.

https://energyskeptic.com/2024/why-towns-have-such-a-hard-time-expanding-the-grid-for-ev/   

Charette RN (2022) ¿Pueden las redes eléctricas hacer frente a millones de vehículos eléctricos? Palo Alto ofrece una visión de los desafíos que enfrentan los municipios y las empresas de servicios públicos. IEEE  

https://spectrum.ieee.org/the-ev-transition-explained-2658463709

 En Estados Unidos y  en otros países se han producido intensos debates  a favor  y  en contra  sobre si las redes eléctricas pueden soportar los vehículos eléctricos a gran escala. La respuesta es un matizado “quizás”. Depende de varios factores, entre ellos la velocidad de modernización de los componentes de la red, el volumen de ventas de vehículos eléctricos, dónde y cuándo se producen, qué tipos de recarga de vehículos eléctricos se realizan y cuándo, decisiones normativas y políticas y, fundamentalmente, la economía.

La ciudad de  Palo Alto, California,  es un microcosmos de muchos de los problemas involucrados. Palo Alto cuenta con la  tasa de adopción de vehículos eléctricos más alta  de los Estados Unidos: en 2020, uno de cada seis de los 25.000 hogares de la ciudad poseía un vehículo eléctrico. De los 52.000 vehículos registrados en la ciudad, 4.500 son vehículos eléctricos y, en días laborables, los viajeros conducen otros 3.000 a 5.000 vehículos eléctricos para ingresar a la ciudad. Los residentes pueden acceder a unos 1.000 puertos de carga distribuidos en  277 estaciones de carga públicas , con otros 3.500 puertos de carga aproximadamente ubicados en residencias.

El gobierno de Palo Alto ha establecido un Plan de Acción Climática y de Sostenibilidad muy agresivo   con el objetivo de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero al 80 por ciento por debajo del nivel de 1990 para el año 2030. En comparación, el objetivo del estado es lograr esta cantidad para el año 2050. Para lograr esta reducción, Palo Alto  debe  lograr que el 80 por ciento de los vehículos registrados en (y que se desplacen hacia) la ciudad en los próximos ocho años sean vehículos eléctricos (alrededor de 100.000 en total). El  número proyectado de puertos de carga  deberá aumentar a un estimado de 6.000 a 12.000 puertos públicos (unos 300 serán cargadores rápidos de CC) y de 18.000 a 26.000 puertos residenciales, y la mayoría de ellos serán  puertos de carga de tipo L2 .

Para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones de Palo Alto para 2030, la ciudad, propietaria y operadora de la empresa eléctrica, quisiera aumentar significativamente la cantidad de energía renovable local que se utiliza para la generación de electricidad (pensemos en la energía solar en los tejados), incluida la capacidad de utilizar vehículos eléctricos como recursos de energía distribuida (  conexiones de vehículo a red (V2G) ). La ciudad ha  proporcionado incentivos  para la compra de vehículos eléctricos y puertos de carga, la  instalación de calentadores de agua con bomba de calor y la instalación de sistemas de almacenamiento de energía solar y de baterías.

Sin embargo, hay algunos baches que deben ser tapados para cumplir con los objetivos de emisiones de la ciudad para 2030. En una  reunión de febrero  de  la Comisión Asesora de Servicios Públicos de Palo Alto , Tomm Marshall, director adjunto de servicios públicos, afirmó: “Hay lugares incluso hoy [en la ciudad] donde no podemos instalar ni una bomba de calor más sin tener que reconstruir la parte del sistema [de distribución eléctrica]. O ni siquiera podemos instalar un cargador de vehículos eléctricos”.

La principal preocupación es la carga máxima. El sistema de distribución eléctrica de Palo Alto se construyó para las  cargas eléctricas de las décadas de 1950 y 1960 , cuando la calefacción, el agua y la cocina de los hogares funcionaban principalmente con gas natural. El sistema de distribución no tiene la capacidad para soportar vehículos eléctricos y todos los electrodomésticos a gran escala, sugirió Marshall. Además, el sistema fue diseñado para energía unidireccional, no para dispositivos de energía renovable distribuida que envíen energía de regreso al sistema.

Un gran problema son los 3.150 transformadores de distribución de la ciudad, indicó Marshall. Un  estudio de impacto de la electrificación de 2020 concluyó que, sin mejoras, más del 95 % de los transformadores residenciales estarían sobrecargados si Palo Alto alcanza sus objetivos de vehículos eléctricos y electrodomésticos para 2030.

El sistema de distribución eléctrica de Palo Alto necesita una actualización completa para permitir que la empresa de servicios públicos equilibre las cargas máximas.

Por ejemplo, afirmó Marshall, no es inusual que un transformador de 37,5 kilovoltios-amperios alimente a 15 hogares, ya que el sistema de distribución fue diseñado originalmente para que cada hogar consumiera 2 kilovatios de energía. Convertir un aparato de gas en una bomba de calor, por ejemplo, consumiría de 4 a 6 kW, mientras que un cargador L2 para vehículos eléctricos consumiría de 12 a 14 kW. Un  conjunto de cargas L2 descoordinadas  podría crear una carga máxima excesiva que sobrecargaría o haría estallar un transformador, especialmente cuando se acercan al final de su vida útil, que es lo que ya ocurre en muchos casos. Sin medidores inteligentes, es decir,  la Infraestructura de Medición Avanzada  (AMI), que se implementará en Palo Alto en 2024, la empresa de servicios públicos tiene poca o ninguna información sobre la carga máxima de los hogares.

El sistema de distribución eléctrica de Palo Alto necesita una actualización completa para permitir que la empresa de servicios públicos equilibre las cargas máximas, gestione los flujos de energía bidireccionales, instale la cantidad necesaria de puertos de carga de vehículos eléctricos y aparatos eléctricos para apoyar los objetivos de reducción de emisiones de la ciudad y suministre energía de manera segura, confiable, sostenible y cibersegura. El sistema también debe poder hacer frente a una situación de corte de suministro eléctrico de varias horas, en la que los futuros aparatos eléctricos y la carga de vehículos eléctricos comiencen a funcionar todos a la vez cuando se restablezca la energía, lo que supondrá una gran carga máxima para el sistema de distribución.

Palo Alto está considerando  invertir 150 millones de dólares  en la modernización de su sistema de distribución, pero eso llevará de dos a tres años de planificación, así como otros tres a cuatro años o más para realizar todo el trabajo necesario, pero sólo si la empresa de servicios públicos puede conseguir el personal de ingeniería y gestión, que  sigue siendo escaso  allí y en  otras empresas de servicios públicos de todo el país . Además, al igual que otras industrias, el  negocio energético se ha digitalizado , lo que significa que las habilidades necesarias son diferentes a las que se requerían anteriormente.

Hasta que pueda modernizar su red de distribución, Marshall admitió que la empresa de servicios públicos debe seguir lidiando con clientes enojados y confundidos a quienes la ciudad alienta a invertir en vehículos eléctricos, puertos de carga y electrodomésticos, solo para luego decirles que es posible que no puedan atenderlos en el corto plazo.

La política choca con la realidad de la ingeniería

La situación en Palo Alto  no es única . Hay unas 465 ciudades en  Estados Unidos con poblaciones  de entre 50.000 y 100.000 habitantes, y otras 315 más grandes, muchas de las cuales enfrentan desafíos similares. ¿Cuántas pueden realmente soportar una rápida afluencia de miles de nuevos vehículos eléctricos? Phoenix, por ejemplo,  quiere tener  280.000 vehículos eléctricos circulando por sus calles para 2030, casi  siete veces  más que los que tiene actualmente. Desajustes similares entre los deseos de política climática y una infraestructura energética incapaz de respaldar esas políticas se manifestarán  no sólo en Estados Unidos sino en otras partes  de una forma u otra durante las próximas dos décadas a medida que la conversión a vehículos eléctricos y electrodomésticos alcance una escala mayor.

Al igual que en Palo Alto, es probable que los transformadores fundidos o las luces parpadeantes constantes sean la señal de que hay un problema de carga de los vehículos eléctricos. El profesor  Deepak Divan , director del  Centro de Energía Distribuida  de Georgia Tech, dice que su equipo descubrió que en las zonas residenciales "varios cargadores L2 en un transformador de distribución pueden reducir su vida útil de los 30 o 40 años previstos a 3 años". Dado que la mayoría de los millones de transformadores de Estados Unidos se están  acercando al final  de su vida útil, reemplazarlos pronto podría ser un dolor de cabeza importante y costoso para las empresas de servicios públicos,  suponiendo que puedan conseguirlos .

Los suministros para transformadores de distribución son escasos y los costos se han disparado  desde un rango de 3.000 a 4.000 dólares hasta 20.000 dólares cada uno. Para soportar los vehículos eléctricos pueden ser necesarios transformadores más grandes y pesados, lo que significa que muchos de los  180 millones de postes eléctricos  sobre los que deben instalarse deberán reemplazarse para soportar el peso adicional .

Según Divan, el problema de la carga de los transformadores se ve agravado por el hecho de que muchas empresas de servicios públicos “no tienen visibilidad más allá de la subestación” sobre cómo y cuándo se consume la energía . Su equipo encuestó a “29 empresas de servicios públicos para obtener datos detallados sobre el voltaje de sus sistemas AMI, y ninguna los tenía”.

Esta situación no es universal.  Por ejemplo, Xcel Energy  en Minnesota  ya ha comenzado  a actualizar los transformadores de distribución debido a posibles problemas con la carga eléctrica de los vehículos eléctricos residenciales. El presidente de Xcel, Chris Clark, dijo al Minneapolis  Star Tribune  que cuatro o cinco familias que compran vehículos eléctricos afectan notablemente la carga del transformador en un vecindario, y que una familia que compra un vehículo eléctrico “agrega otra mitad de su casa”.

Joyce Bodoh , directora de soluciones energéticas y energía limpia de  Rappahannock Electric Cooperative  (REC) de Virginia, una distribuidora de servicios públicos en el centro de Virginia, dice que “la dirección de REC apoya muchísimo la electrificación, la eficiencia energética y el transporte eléctrico”. Sin embargo, añade, “todas esas cosas no son una varita mágica. No se pueden hacer que las tres cosas sucedan al mismo tiempo sin mucha previsión y planificación”.

Durante casi 50 años,  el Laboratorio Nacional Lawrence Livermore ha estado publicando un diagrama de Sankey del consumo estimado de energía de Estados Unidos a partir de varias fuentes de generación, como se muestra arriba. En 2021, Estados Unidos consumió 97,3 billones de unidades térmicas británicas (quads) de energía, y el sector del transporte utilizó 26,9 quads, el 90% de los cuales provenían del petróleo. Obviamente, a medida que el sector del transporte se electrifique, la generación de electricidad deberá crecer en una proporción reducida de la energía que antes proporcionaba el petróleo al sector del transporte, dada la mayor eficiencia energética de los vehículos eléctricos .

Para lograr la deseada reducción de los gases de efecto invernadero, la generación de electricidad a partir de energías renovables deberá sustituir a los combustibles fósiles. Se estima que las mejoras y sustituciones de las  8.000 unidades generadoras de energía y los 965.000 kilómetros  de líneas de transmisión de corriente alterna (385.000 kilómetros de líneas de alta tensión) y las 70.000 subestaciones para respaldar el aumento de la energía renovable y el almacenamiento en baterías supondrán  más de 2,5 billones de dólares  en costes de capital, operaciones y mantenimiento para 2035.

En el corto plazo, es  poco probable  que los vehículos eléctricos creen déficits de energía en la red eléctrica estadounidense, pero su creciente número pondrá a prueba la fiabilidad de la red local en muchas de las  3.000 empresas de distribución eléctrica de Estados Unidos , que poseen más de  5,5 millones de millas de líneas eléctricas . Se estima que estas empresas necesitarán  un billón de dólares en mejoras  para 2035.

Como parte de este esfuerzo de planificación, Bodoh dice que REC ha estado realizando activamente "un estudio de ingeniería que analizó la pérdida de línea en nuestros sistemas, así como en nuestros transformadores, y dijo: 'Si este transformador tuviera un cargador L2, ¿qué sucedería? Si tuviera dos L2, ¿qué sucedería, y así sucesivamente?'". Agrega que REC "está tratando de hacer su debida diligencia, para que no nos sorprendamos cuando un callejón sin salida tiene un montón de cargadores L2 y hay un corte de energía".

REC también tiene datos de uso de energía por hora a partir de los cuales puede encontrar dónde pueden estar en uso los cargadores L2 debido al perfil de carga de la carga de vehículos eléctricos. Sin embargo, dice Bodoh, REC no solo quiere saber dónde están los cargadores L2, sino también alentar a sus clientes propietarios de vehículos eléctricos a cargar en horas de baja demanda, es decir, de 9 p. m. a 5 a. m. y de 10 a. m. a 2 p. m. REC ha establecido recientemente un  programa piloto de carga de vehículos eléctricos  para 200 propietarios de vehículos eléctricos que ofrece un crédito mensual de $7 si realizan la carga fuera de las horas pico. Queda por ver si REC u otras empresas de servicios públicos pueden convencer a suficientes propietarios de vehículos eléctricos de cargadores L2 para que carguen constantemente durante las horas de baja demanda.

“Varios cargadores L2 en un transformador de distribución pueden reducir su vida útil de los 30 o 40 años previstos a 3 años”. —Deepak Divan

Incluso si cambia el comportamiento de los propietarios de vehículos eléctricos, la carga fuera de horas punta puede no resolver por completo el problema de la carga máxima una vez que la propiedad de vehículos eléctricos aumente realmente. "Los transformadores son dispositivos refrigerados pasivamente", diseñados específicamente para refrigerarse durante la noche, dice Divan. "Cuando cambia el perfil de consumo (de energía) al agregar varios vehículos eléctricos que usan cargadores L2 durante la noche, ese transformador se calienta". El riesgo de falla del transformador debido a una carga nocturna no coordinada puede agravarse especialmente durante las épocas de olas de calor del verano, un  problema  que preocupa a los gerentes de servicios públicos de Palo Alto.

Existen soluciones técnicas para ayudar a distribuir las cargas máximas de los vehículos eléctricos, pero las empresas de servicios públicos tendrán que realizar inversiones en mejores transformadores y  sistemas de medición inteligente , así como obtener el permiso regulatorio para cambiar las estructuras de tarifas eléctricas para fomentar la carga fuera de horas punta.  El sistema de vehículo a red (V2G) , que permite que un vehículo eléctrico sirva como dispositivo de almacenamiento para suavizar las cargas de la red, puede ser  otra solución , pero para la mayoría de las empresas de servicios públicos en los Estados Unidos, esta es una opción a largo plazo. Es necesario abordar numerosos problemas, como la actualización de millones de  paneles eléctricos domésticos  y  medidores inteligentes  para dar cabida a V2G, la creación de  normas técnicas nacionales acordadas  para el intercambio de información necesario entre los vehículos eléctricos y las empresas de servicios públicos locales, el desarrollo de políticas regulatorias de V2G y modelos comerciales residenciales y comerciales, incluida  una compensación justa  por utilizar la energía almacenada de un vehículo eléctrico.

Como  señaló el experto en energía Chris Nelder   en un  taller sobre vehículos eléctricos de la Academia Nacional , "la conexión entre el vehículo y la red eléctrica no es algo que se pueda hacer, al menos no todavía. No espero que lo sea durante bastante tiempo hasta que resolvamos muchos problemas en las distintas comisiones de servicios públicos, estado por estado, tarifa por tarifa".

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Este ejemplo solo es una parte del cambio estructural del sistema energético.

Además hay que sustituir todas las centrales de carbón y todas las centrales de ciclo combinado (gas) por proyectos renovables de fotovoltaica y eólica, junto con sus respectivos sistemas de almacenamiento. Al mismo tiempo, también hay que modernizar toda la red eléctrica para adaptarla al sistema renovable. Tampoco podemos olvidar crear toda una nueva infraestructura para la cadena del hidrógeno y algo similar para poner en marcha los proyectos de captura de carbono. 

La inversión de todo esto cuando contemplamos el conjunto mundial, asciende a más de 150 billones de dólares (que finalmente serán muchos más), justo cuando el endeudamiento masivo es un problema capital.

Solo para 2030, IRENA considera inversiones de 47 billones de dólares para el sistema energético al completo, de los cuales 38,6 pertenecen a las transformaciones dedicadas a la electrificación con el objetivo previsto de respetar el escenario 1,5ºC.

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2024/Nov/IRENA_World_energy_transitions_outlook_2024_Summary.pdf  

  

Saludos.