Tesla y la central eléctrica distribuida

La puesta en marcha de una instalación de central eléctrica virtual o distribuida en California por parte de Tesla y una compañía eléctrica, la Pacific Gas & Electric Company, marca claramente una tendencia en gestión energética: cada vez son más los consumidores que optan por la instalación de placas solares en sus viviendas – en California y en cada vez más territorios es obligatorio incorporarlas en toda obra nueva – y son también cada vez más los usuarios que, tratando de incrementar su nivel de autosuficiencia energética, acompañan la instalación de esas placas solares con algún tipo de batería.

Para aquellos que poseen una casa adecuada para ello, el nuevo modelo es cada vez más claro: paneles solares en el tejado, aerotermia, coche eléctrico en el garaje, y baterías en el sótano. Pero ese modelo, que por el momento hay que plantearse como una inversión con una expectativa de rentabilidad muy poco exigente y a un plazo desconocido, tiene una contrapartida basada en la agregación: si tú acometes una instalación de ese tipo, tienes muy claro con cuánta electricidad cuentas y con cuanta no, pero si lo hace, por ejemplo, toda tu urbanización, pasas a tener un nivel de autosuficiencia mucho mayor basado en el aprovechamiento de excedentes no consumidos por cada uno de los hogares.

La extrapolación a gran escala de este modelo nos lleva a las centrales eléctricas virtuales o distribuidas, y al hecho de que una compañía, Tesla, que muchos creen erróneamente que es una compañía de automoción pero que lleva desde 2006 afirmando que una parte destacada de su misión es la provisión de energía limpia mediante techos solares y baterías, tiene ya más de cincuenta mil baterías Powerwall instaladas en varios países. En su mercado original, California, el número de hogares con techos solares y baterías Tesla es de hecho suficientemente elevado como para que pueda plantearse un acuerdo con una compañía eléctrica destinado a evitar los llamados brownouts, caídas intencionadas o involuntarias en el voltaje del sistema de suministro de energía eléctrica, habituales en el estado.

Este tipo de instalaciones han sido probadas anteriormente en Australia, un mercado en el que cualquier propietario o inquilino de una vivienda con paneles solares y batería puede unirse libremente, inicialmente en una región, South Australia, y posteriormente ampliado a otras tres: New South Wales, South-East Queensland and the Australian Capital Territory. También se ha lanzado un proyecto similar en modo demostración en Texas, aunque el incentivo para unirse es por el momento simplemente contribuir al proyecto sin compensación alguna, a la espera de que se logre cambiar la ley en el estado para permitir la compensación de excedentes a los usuarios.

En el caso de California, en cambio, el incentivo es claro: el proyecto, Emergency Load Reduction Program (ELRP) pilot, ofrece nada menos que dos dólares fijos por kWh, unas condiciones muy diferentes a las que existen en otros países, y que posibilitan que un usuario doméstico, en función del tamaño de su instalación y de las circunstancias climatológicas, se pueda plantear ingresar entre los diez y los sesenta dólares, o más en instalaciones mayores, por cada vez que la compañía tenga que recurrir a su batería. En países como Brasil, por ejemplo, la compensación de los excedentes vertidos a la red es uno a uno para cada periodo de facturación, es decir, el usuario recibe créditos por tantos kWh gratuitos como kWh inyecta en la red como excedentes, que puede consumir a las mismas horas a las que los inyectó. En España, sin embargo, las eléctricas han conseguido del gobierno concesiones que permiten que la compensación por kWh inyectado en la red sea muy baja, y se limite además en función del consumo de la vivienda, lo que hace imposible que un usuario llegue a recibir dinero de su compañía.

Además, el planteamiento de ese tipo de eventos, habitualmente calificados como emergencias pero cada vez más frecuentes debido a la combinación de factores específica de California (fuerte sequía, caída brutal de la generación hidroeléctrica por culpa de los embalses cada vez más vacíos, y demanda muy elevada), es muy razonable: recibes un mensaje, y puedes ajustar el porcentaje de la energía en tu batería que estás dispuesto a exportar en cada momento, algo que puedes gestionar tranquilamente a través de la app en tu smartphone y aunque no te encuentres en el domicilio.

La contrapartida es clara: si la red puede evitar tener que recurrir a los sistemas de generación más caros, generalmente gas, durante un evento de falta de oferta, tiene mucho a ganar en tres frentes: en coste, en flexibilidad y en generación de huella de carbono. Algo, por tanto, positivo para todos los participantes.

A medida que más usuarios doten sus hogares de este tipo de infraestructuras, veremos más y más soluciones de este tipo, a todos los niveles: desde proyectos relativamente pequeños a escala de comunidades de propietarios, urbanizaciones, etc., hasta otros a gran escala coordinados por una compañía eléctrica o por el propio gestor de infraestructuras. Lo importante es entender que, por mucho que la actual coyuntura nos genere la impresión de que la energía eléctrica es cada vez más cara, la realidad es que caminamos hacia un futuro de abundancia, con energía cada vez más barata hasta que alcancemos un punto en el que deje de compensar medirla.

De nuevo, Tesla pone de manifiesto hasta qué punto es capaz de anticipar el futuro: entender que la instalación de infraestructuras domésticas puede convertirse en un negocio gracias a su gestión conjunta es un ejercicio importante de visión estratégica, y dota a la compañía de toda una dimensión adicional: competir no solo en el mercado de la automoción, sino también en el de la energía, algo que ninguno de sus competidores tradicionales se había planteado jamás. Entender este tipo de conceptos es fundamental a la hora de evaluar el potencial de la compañía.

Publicado en enriquedans.com el 27.06.2022

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