Impactos tecno-económicos de la adopción masiva de bombas de calor en las redes de distribución residenciales

En este documento se presenta una metodología para el análisis, mediante estimaciones realistas, del impacto de la sustitución de tecnologías convencionales de calentamiento doméstico por bombas de calor desde tres prismas. En una primera etapa, se desarrolla un estudio de las variables eléctricas en la red durante el día simulado. Este análisis aborda la evolución de los perfiles de tensión, los desequilibrios, las pérdidas eléctricas y la carga de los transformadores. En una etapa posterior, se conduce un estudio de la disminución de las emisiones de CO2eq como resultado de dicha sustitución. Finalmente, se implementa un estudio sobre las implicaciones económicas para el consumidor final mediante la estimación del coste de las facturas de electricidad y gas natural mensuales en el año 2030. Los estudios se aplican sobre un modelo de una red de distribución residencial española de más de 8000 consumidores en baja tensión. Además, el análisis y los estudios propuestos se implementan en diversos escenarios, considerando la adopción gradual de las bombas de calor, la presencia de vehículos eléctricos (VEs) en la red y condiciones invernales con temperaturas extremadamente bajas. Desde los últimos años, parece claro que el cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones contaminantes lleva consigo la electrificación de la economía. Para lograrla, se han hecho grandes avances en desarrollo e implementación de distintas tecnologías, como es el caso del VE. Sin embargo, en el sector de la calefacción residencial, la electrificación no está avanzando. Tan solo el 31% de los domicilios en España disponen de bombas de calor, porcentaje que se reduce a un 6% en las zonas más frías del país, lo que da lugar a gran cantidad de emisiones, especialmente en lugares en los que aún existen calderas de carbón. Por otra parte, el uso a gran escala de bombas de calor y VEs va a suponer una demanda adicional muy significativa que puede originar problemas en las redes de distribución. Las bombas de calor son dispositivos versátiles que pueden brindar tanto enfriamiento en verano como calefacción en invierno mediante la inversión del ciclo de funcionamiento. Se fundamentan en la transferencia de calor desde un medio de baja temperatura hacia uno de temperatura más alta. Una de las propiedades más destacables de las bombas de calor radica en su elevada eficiencia energética, ya que son capaces de generar entre tres y seis unidades de energía térmica utilizable por cada unidad de electricidad consumida. Uno de los aspectos más críticos para desarrollar un estudio del impacto en la red de un determinado dispositivo doméstico, como es la bomba de calor, es la obtención de perfiles de utilización y de demanda eléctrica razonables. El modelo seleccionado para este trabajo es CREST, desarrollado por investigadores de la Universidad de Loughborough. Se trata de un modelo probabilístico “desde abajo hacia arriba”, que genera perfiles de consumo eléctricos aleatorios y realistas de dispositivos típicamente residenciales y también perfiles de demanda de gas para calentamiento de espacios y de agua caliente sanitaria (ACS). De esta forma, se puede evaluar el impacto de la demanda en la red y la utilización de la energía. La herramienta de simulación de sistemas de distribución utilizada para llevar a cabo el análisis del sistema eléctrico de estudio es OpenDSS, software desarrollado por el EPRI y que facilita el trabajo conjunto con otros paquetes de software para analizar los resultados de forma más potente, como Matlab, por medio de su interfaz COM. La red eléctrica objeto del estudio es una red de prueba desarrollada por investigadores de la Universidad de Oviedo. Esta red modela la red de distribución residencial real de la ciudad de Gijón y considera 8087 nudos de la red. Esta red incluye todas las características típicas de las redes de distribución en baja tensión europeas, como es la distribución de neutros, el tamaño de los transformadores o la distribución de los consumidores. La red está formada por 8087 consumidores en baja tensión, el 88.5% de ellos monofásicos. Las cargas de baja tensión están alimentadas a través de 29 transformadores distintos. Todos ellos presentan una conexión D-y y tienen potencias comprendidas entre los 630 y 1000 kVA. Las estadísticas de dispositivos presentes en los 8087 hogares son obtenidas de datos del IDAE para hogares en la zona Atlántica de España, mientras que los datos climáticos son extraídas de AEMET. Ante falta de estadísticas en España para algunos de los dispositivos considerados por el modelo, se emplean los datos del Reino Unido ya incluidos en el modelo utilizado. Los datos referentes tanto al número de habitantes típico en cada casa, como a los tipos de edificación distribuidos por la red provienen de estadísticas del INE. El método seguido para la obtención de resultados en este estudio se resume en las fases presentadas a continuación. Fase 1: Selección de escenarios de estudio con diferentes grados de penetración en el sistema de las bombas de calor y de los VEs: Escenario 1: 100% caldera de gas, 0% bomba de calor y 0% VEs. Escenario 2: 50% caldera de gas, 50% bomba de calor y 0% VEs. Escenario 3: 0% caldera de gas, 100% bomba de calor y 0% VEs. Escenario 5: 0% caldera de gas, 100% bomba de calor y 50% VEs. Escenario 6 - Demanda extrema de calefacción: 0% caldera de gas, 100% bomba de calor, 0% VEs y datos climáticos de las temperaturas más bajas registradas en 2021 en la zona Atlántica española. La determinación de qué viviendas forman parte del 50% que disponen de bomba de calor o de VEs, según el escenario, se realiza de manera aleatoria. Asimismo, todos los escenarios anteriores, a excepción del 6, se simulan para un único día típico de invierno y un día típico de verano. Fase 2: Generación de curvas diarias de consumo residencial de acuerdo con las estadísticas (CREST) y de las curvas de consumo destinado a la carga de VEs, según la penetración de la tecnología en la red en el escenario concreto. Se genera una curva distinta para cada cliente residencial de la red. El diagrama de carga de los VEs, que considera el momento de inicio del proceso de carga y la duración de éste, se obtiene a partir de una una ampliación del modelo CREST, construida por Pablo Rodríguez Pajarón, basada en una una recopilación de datos extraída. Un aspecto relevante es que en este estudio se considera únicamente un vehículo por vivienda. Fase 3: Conversión de las calderas de gas por bomba de calor utilizando para ello las potencias y los coeficientes de potencia (COP) típicos de estos dispositivos. Las demandas de gas se sustituyen por demanda eléctrica en los distintos clientes. En relación con lo anterior, se considera que si una vivienda no dispone de bomba de calor, tampoco dispone de aire acondicionado. Adicionalmente, se establece que las viviendas con bomba de calor experimentaban un consumo nulo de gas natural y un consumo no nulo con origen en el sistema de refrigeración. Fase 4: Estimación de los precios horarios de electricidad y del gas natural, en e/MWh para la implementación en el estudio económico. Éstos se fundamentan en los hallazgos y resultados detallados en el estudio para el año 2030. En él se presenta un modelo de regresión lineal basado en datos históricos de los precios de la electricidad del período 2017-2022 y que toma como variables independientes el precio del gas en MIBGAS, el hueco término y el precio de las emisiones de CO2 según el EUETS. Por consiguiente, el estudio también incluye un cálculo de los valores horarios futuros del gas natural, que se extrae para este proyecto. Los datos fueron cedidos por la autora para el desarrollo de este estudio económico. Fase 5: Carga de la red de distribución en OpenDSS y de los perfiles de demanda en los nudos de consumo de la red desde Matlab a través de la interfaz COM de OpenDSS. La asignación de cada perfil de demanda a cada nudo es aleatoria. Igualmente, se diseñan e introducen en la red de estudio monitores y energymeters, objetos de OpenDSS benignos para la red con la función de registrar información acerca de las características de la red y, en el caso de este proyecto, para estudiar la calidad de servicio. Fase 6: Resolución del flujo de carga a lo largo de todos los minutos del día simulado con OpenDSS y obtención de las variables que permiten dar respuesta a los objetivos planteados durante el proyecto. En primer lugar se obtienen, a través de la lectura de monitores y de energymeters, los perfiles de tensión, desequilibrios, pérdidas eléctricas y carga de los transformadores. Seguidamente, se conduce la evaluación de las emisiones diarias de CO2eq de las viviendas en la red a través del concepto de factor de emisiones de las diferentes fuentes. Finalmente, se desarrolla una estimación de los componentes principales de las facturas eléctrica y de gas natural durante un mes. Para ello, además de los precios de la energía estimados previamente, se toma como valor del término de potencia y del término fijo los precios actuales (año 2023) de las tarifas reguladas respectivas. En el cálculo de las facturas mensuales se incluyen, además, el coste mensual por el Alquiler de Equipos, los impuestos especiales, IEE e IEH, y el IVA. Los valores admitidos para estos conceptos son los vigentes en agosto de 2023. Fase 7: Análisis de resultados. Las conclusiones específicas a las que se llegaron tras el estudio sobre el impacto de la sustitución en las variables eléctricas son expuestas a continuación: Desequilibrios Los resultados revelaron que la sustitución total de la caldera de gas por la bomba de calor duplica el desequilibrio en la mayoría de las viviendas, sin llegar en ningún caso a sobrepasar el límite del 2% establecido por la Normativa UNE-EN 50160:2011. Si además de la sustitución total, la mitad de los clientes disponen de VEs, este límite se superaría en el 3% de las viviendas. Mediante la representación en mapas de calor del percentil 95 de la distribución diaria de desequilibrios en la red de cada caso de estudio, fue posible identificar las zonas con mayor concentración de consumidores como las más propensas a sufrir desequilibrios. TENSIONES EN CARGAS Y TRANSFORMADORES El aumento de la penetración de la bomba de calor supone una mayor caída de tensión, más pronunciada si además existen VEs en proceso de carga. Sin embargo, no se superan los límites fijados por la norma para ninguno de los casos abordados. Así, en todos estos escenarios se asegura la calidad de suministro de tensión. CARGA DE LOS TRANSFORMADORES La electrificación total de las tecnologías de calentamiento doméstico en la red provocó que los transformadores se cargasen el doble y que las cargas máximas aumentasen un 65% de media. Por otro lado, esta carga media volvería a aumentar un 50% si, además, la mitad de las viviendas de la red contaran con VEs. Conviene resaltar que estos resultados se obtuvieron partiendo de una situación en la que los transformadores se encontraban en un nivel de carga bajo (6% en Escenario 1). PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN EL SISTEMA Las pérdidas aumentan de media un 69% en la red tras la electrificación completa, un 36% tras la parcial, y vuelven a aumentar un 60% tras la introducción al 50% del VE, tanto en verano como en invierno. Respecto al estudio sobre el impacto de la sustitución en las emisiones de CO2eq, tras la electrificación total de los sistemas de calefacción, las emisiones diarias se reducen un 61% en invierno y un 37% en verano. Un 50% de viviendas con VEs supone un aumento de la demanda significativo y, con ello, de las emisiones, llegando a ser las estimaciones máximas de los cinco escenarios. En este caso se debe tener en cuenta que sólo se contabilizan las emisiones debidas a la energía consumida de la red eléctrica, el funcionamiento y ciclo de vida de los VEs y las debidas a la combustión del gas natural para calefacción y ACS. Es fundamental notar, adicionalmente, que en los escenarios sin VE no se ha sumado las emisiones debidas al CO2 de los motores de combustión, que, en cualquier caso, se estiman unas 4 veces superiores a las emisiones por km producidas por el VE (considerando el mix de generación español). Se ha evidenciado, además, la importancia de abordar la estimación de las emisiones de los VEs desde un análisis de emisiones marginales, en lugar de considerar el factor de emisiones del mix energético global, puesto que los resultados revelan un aumento del 250% en la estimación de las emisiones diarias de CO2eq respecto de la perspectiva tradicional, tanto en verano como en invierno. En el contexto del estudio sobre el impacto económico de la sustitución en el gasto de los consumidores en las facturas eléctrica y de gas natural, se evidenció la ventaja económica que conlleva para el consumidor migrar sus gastos mensuales en calefacción y ACS de la factura de gas a la factura eléctrica. Este beneficio se ratifica incluso durante meses en los que los precios de la electricidad son altos. Concretamente, la sustitución de las calderas de gas en la red de estudio implica una reducción del gasto total de los hogares del 9% en verano y del 23% en invierno, si se da en un 50% de las viviendas, y del 19% en verano y del 45% en invierno, si sucede en todos los hogares. Si, además de la completa electrificación de los sistemas de calefacción, la mitad de los hogares en la red pasa a integrar la carga de un VE en su consumo, cada consumidor experimentaría un aumento del 70.5% en sus gasto en electricidad en verano y del 62.5% en invierno, en comparación con la situación en la que no se hubiera adoptado esta tecnología en absoluto. El trabajo aquí desarrollado permite tener un conocimiento más amplio sobre el potencial impacto de la sustitución de tecnologías convencionales de calentamiento doméstico por bomba de calor y conocer su efecto tanto sobre variables eléctricas de la red de distribución como sobre las emisiones de CO2eq o el gasto mensual de los hogares en las facturas de gas natural y de luz.