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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Documento elaborado por Smart Grid Spain en
colaboración con el Servicio de Delegados Comerciales
de la Embajada de Canadá en España.
Contacto:
Smart Grid SpainRoberto Costa / José María Robisco
+34 668 853 859
Servicio de Delegados Comerciales
Embajada de Canadá en EspañaTorre Espacio, Paseo de la Castellana, 259 D
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+34 913 828 400
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
CONTENIDO
El desarrollo de Smart Grids en Canadá
1. Estructura de mercado e infraestructura de redes
2. Marco regulatorio de las Smart Grids
Política energética, legislación y regulación
Requerimientos de seguridad y privacidad
Sistemas estándares de transmisión
Sistemas estándares de medición
3. Implementaciones de Smart Grids
Ontario: Las renovables y el almacenamiento energético
Quebec: Eficiencia energética y comunidades aisladas
Alberta: Un cambio de estrategia a la integración de renovables
Columbia Británica: Privacidad del consumidor, fiabilidad y vehículo eléctrico
4. Directorio de principales organizaciones que impulsan y
desarrollan proyectos de redes eléctricas inteligentes en Canadá
5. Oportunidades y desafíos para el éxito de las redes inteligentes en
Canadá
6. Principales indicadores y agentes de los mercados eléctricos de
las provincias de Canadá (tabla)
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
El desarrollo de Smart Grids en Canadá
Canadá está formado por un conjunto de diez provincias y tres
territorios, cada uno con un conjunto de infraestructuras
eléctricas, una estructura de mercado, y unas características de
producción y demanda diferenciadas. La generación, transmisión
y distribución de electricidad en Canadá caen bajo la jurisdicción
provincial o territorial, que la regulan mediante entidades
estatales (“Crown” utilities) y agencias regulatorias. En la pasada
década, muchas de esas entidades verticalmente integradas se
han transformado en organizaciones independientes que se
ocupan de la generación, transmisión y distribución
respectivamente. Asimismo, algunas de las provincias se han
decantado por un modelo de mercado de libre competencia.
Gran parte del sistema canadiense de electricidad (los sistemas,
en realidad) se construyeron en la década de los 50 y 60. Con los
sistemas llegando al final de su vida útil, se estima que las dos
próximas décadas requieran una elevada inversión en reemplazar
y modernizar la tecnología haciéndola más eficiente, más
sostenible, con mayor posibilidad de control remoto para su
gestor y con el consumidor –que adquiere un papel activo en la
propia red. A esta transformación tecnológica le sigue la
transformación del planteamiento de negocio, que ya ha
comenzado con el desacoplamiento de actividades de suministro
eléctrico, y sigue en un proceso de redefinición.
Canadá es uno de los países líderes en este camino de
modernización hacia las Smart Grids y cuenta con un gran
número de proyectos y tecnologías en diversas áreas, desde la
implementación de contadores inteligentes a proyectos piloto en
micro-redes, integración de renovables, almacenamiento
energético y vehículos eléctricos.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
En este artículo se presentan brevemente los aspectos
fundamentales de la red eléctrica canadiense y el mercado por
provincias, un repaso por el marco regulatorio que afecta al
desarrollo de Smart grids, algunos proyectos destacables en
cuatro provincias canadienses, algunas de las instituciones más
relevantes en la investigación y desarrollo tecnológico de redes y
un resumen de los retos y oportunidades que representa el
sector para empresas españolas.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
1. Estructura de mercado e
infraestructura de redes
En la Columbia Británica y Quebec existe una entidad estatal
verticalmente integrada, BC Hydro e Hydro-Québec
respectivamente, en un mercado de naturaleza monopolística
aunque con ciertos aspectos de un modelo competitivo. Ontario
tiene una liberalización en los mercados mayorista y minorista, y
sin entidad estatal integrada, pues la antigua Ontario Hydro se
dividió en unidades funcionales independientes. El mercado de
Alberta es el único mercado canadiense puramente competitivo,
sin embargo, se anunciaron cambios a finales del 2016 para
pasar de un mercado sólo de energía a un mercado de
capacidad.1 Las otras seis provincias canadienses son, de oeste
a este, Saskatchewan, Manitoba, Nuevo Brunswick, Nueva
Escocia, Isla del Príncipe Eduardo, y Terranova y Labrador, y la
principal similitud entre estas provincias es que tienen un modelo
de regulación tradicional, caracterizado por la presencia de una
empresa de suministro mayoritaria (sea estatal o de propiedad
privada). En algunos casos hay un limitado mercado mayorista, y
en otros se trata de un monopolio puro.
El mix energético de las distintas provincias se refleja en la
Figura 1. Otras cifras importantes de las distintas provincias
canadienses se presentan en la Tabla 1. Como se puede ver, la
Columbia Británica y Quebec tienen una importantísima
generación a partir de centrales hidroeléctricas. En cambio en
Alberta y Ontario la fuente mayoritaria son las centrales térmicas.
En el caso de Ontario, gran parte de esta generación térmica se
obtiene de centrales nucleares y es destacable además la mayor
1 Gobierno de Alberta, Moving to a Capacity Market, www.alberta.ca/electricity-capacity-market.aspx consultada 15/02/2017
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
penetración de energías renovables solar y eólica, seguida por
Quebec y después por Alberta.
Figura 1. Capacidad Instalada por Tecnología y Provincia (MW)
en 2015Fuente. Statistics Canada, CANSIM Table 127-0009 (2016)
Las redes de transmisión de Canadá, EE.UU. y Mexico tienen
una elevado nivel de integración, lo que se conoce como el North
American Bulk Electric System (BES), o Sistema Norteamericano
Eléctrico en Bloque. El BES incluye unos 430.000 km de líneas de
alta tensión, incluyendo 34 líneas de transmisión entre Canadá y
los EE.UU. y 33 líneas interprovinciales sólo dentro de Canadá
(en 2015).
La mayor parte de la red canadiense forma parte del sistema
norteamericano, compuesto por dos bloques principales y varios
menores interconectados. Las provincias canadienses, excepto
Terranova y Labrador, se encuentran integradas en las
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Interconexiones Oriental (incluida aquí la red de Quebec, que es
en sí misma un bloque menor) y la Occidental.
La Interconexión Oriental, Eastern Interconnection, engloba desde
las praderas hasta la costa Atlántica. La Interconexión
Occidental, Western Interconnection, abarca desde las provincias
pacíficas y el macizo de Las Rocosas, hasta el Suroeste de los
EE.UU. Ambas están sincronizadas a 60Hz. La Interconexión de
Quebec está vinculada a la Interconexión Oriental con cuatro
líneas de transmisión de corriente continua de alta tensión y una
línea de transformadores de frecuencia variable. Los sistemas de
Terranova y Labrador están aislados entre sí y con la
Interconexión del Este, aunque comparten una conexión con
Quebec. Una vez completado el Enlace HVDC de la Isla del
Labrador y el Enlace Marítimo, actualmente en construcción, los
dos sistemas estarán interconectados y la Isla de Terranova
estará interconectada al BES.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
2. Marco regulatorio
de las Smart Grids
Cabe diferenciar dos niveles de política energética, la realizada a
nivel federal y a nivel provincial o territorial. Los gobiernos
provinciales o territoriales son los responsables de la explotación
de los recursos, incluyendo la fiabilidad y calidad de suministro.
Bajo la responsabilidad legislativa de las provincias (y territorios)
está la regulación del mercado eléctrico y el desarrollo y gestión
de la infraestructura eléctrica.
A continuación se presentan las principales instituciones y
normas que pueden ser de aplicación según hagan referencia a:
- Política energética, legislación y regulación
- Requerimientos de seguridad y privacidad
- Sistemas estándares de transmisión
- Sistemas estándares de medición
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Política energética, legislación y regulación
La aproximación del gobierno federal a las Smart Grids se basa
en tres pilares, asegurar la fiabilidad (incluida la seguridad), la
adecuación o suficiencia del sistema y por último, la mejora del
rendimiento medioambiental. En ello, el rol del gobierno federal
en la regulación que permita alcanzar estos objetivos se hace a
partir de varias agencias.
La Comisión Nacional de Energía (National Energy Board, NEB)
es el organismo regulador de energía y seguridad de Canadá.
Tiene jurisdicción sobre la construcción y operación de líneas
eléctricas internacionales entre Canadá y los Estados Unidos, y
sobre las líneas eléctricas interprovinciales designadas. También
supervisa y monitoriza la demanda y producción de energía,
desarrollo y comercio que son responsabilidad del gobierno
federal. El NEB rinde cuentas al Parlamento a través del
Ministerio de Recursos Naturales, NRCan.2
El Consejo de Estandarización de Canadá, o Standards Council
of Canada, SCC, tiene la misión de gestionar y coordinar la
estandarización de la actividad en Smart Grids. El Ministerio de
Industria Canadiense, Industry Canada, gestiona el espectro
electromagnético, incluyendo el destinado a comunicaciones
entre agentes del sistema eléctrico. Canadá ha identificado el
espectro de los 1800-1830 MHz para varias aplicaciones de
gestión del suministro eléctrico, incluyendo aplicaciones SCADA,
relevantes para el desarrollo de Smart Grids. Perteneciente a
Industry Canada, la agencia Measurement Canada,3 es la entidad
responsable de velar por la integridad y exactitud de los equipos
2 National Energy Board, https://www.neb-one.gc.ca/bts/whwr/index-eng.html, consultada 13/02/2017
3 Measurement Canada, https://www.ic.gc.ca/eic/site/mc-mc.nsf/eng/home, consultada 13/02/2017
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
de medida vendidos en Canadá, incluidos los contadores
inteligentes o “Smart meters”.
El Ministerio de Recursos Naturales (o Natural Resources
Canada, NRCan) busca mejorar el desarrollo responsable y el
uso de los recursos naturales de Canadá y la competitividad de
los productos de los mismos.4 Es el ministerio que se encarga del
seguimiento, evaluación y asesoramiento junto con partes
interesadas del gobierno en cualquier emergencia relacionada
con la energía. El Ministro de Recursos Naturales tiene el
mandato de proteger la seguridad energética de Canadá,
fomentar la eficiencia energética y la conservación y llevar una
energía renovable más limpia a una red eléctrica más
inteligente.5 Para acometer estos objetivos, el centro de
investigación que se ocupa de la rama energética del Ministerio,
el CanmetENERGY, coordina la acción de la Red de Acción en
Smart Grids de Canadá, o Canada Smart Grid Action Network,
CSGAN. Del NRCan dependen los fondos ecoENERGY
(Innovation Initiative, Renewable Power) dentro de los que se
inscriben algunos de los principales proyectos canadienses de
demostración y de innovación en Smart Grids.
Requerimientos de privacidad y seguridad
A raíz del apagón ocurrido en agosto de 2003, originado en Ohio
y que se extendió rápidamente dejando en el este de Canadá y
EE.UU. a comunidades enteras sin electricidad, durante dos días
en algunos casos, se trabajó en la armonización e
implementación de estándares. Hoy en día, hay más 100
estándares de fiabilidad en todo Norteamérica en las
4 NRCan, www.nrcan.gc.ca/department, consultada 13/02/2017
5 Canadian Infrastructure Market, www.nrcan.gc.ca/energy/electricity-infrastructure/18792 , consultada 13/02/2017
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
operaciones de transmisión, planificación de la demanda, diseño
y mantenimiento de instalaciones, gestión de recursos,
comunicación, seguridad cibernética y física de las
infraestructuras y preparación ante emergencias que permiten
aislar fallas y tener un sistema más robusto.6
La Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (North
American Electric Reliability Corporation, NERC), juega un papel
muy importante en la fiabilidad de todo el BES, y sus estándares
son reconocidos como obligatorios (o están en proceso de serlo)
en prácticamente todas las provincias y territorios.
Canadá ha formado tradicionalmente parte de la estrategia de
ciber seguridad norteamericana, pero este tema adquirió mayor
intensidad con la creación de un grupo de trabajo propio en
2006. En 2010, Canadá dio a conocer su Estrategia de Seguridad
Cibernética de cinco años en torno a tres pilares, la seguridad de
los sistemas del gobierno, la infraestructura crítica y la actividad
en internet de los ciudadanos canadienses.
El Centro de pruebas y formación de la infraestructura nacional
de energías se estableció dentro del Ministerio de Recursos
Naturales (NRCan), en colaboración con otros socios federales,
como el Centro de Investigación y Desarrollo para la Defensa de
Canadá y Seguridad Pública, a su vez perteneciente a lo que
sería equivalente al Ministerio de Defensa en España. Este se
ocupa de la investigación y la formación práctica de los sistemas
de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA) y
sistemas de control industrial. Sus instalaciones fueron
diseñadas para las pruebas de equipos y la investigación, y la
formación continua está siendo desarrollada para los
6 After the Blackout: Implementation of Mandatory Electric Reliability Standards in Canada, Energy and Mines Ministers’ Conference Halifax, Nova Scotia July 2015 www.nrcan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/www/pdf/publications/emmc/15-0137%20EMMC-After%20the%20Blackout-e.pdf
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
profesionales del sector sobre cómo realizar evaluaciones de
seguridad cibernética y el desarrollo y la institucionalización de
los métodos de respuesta dos ataques cibernéticos. El centro ha
estado en funcionamiento desde principios de 2013.
El Centro de Respuesta a Ciber Incidentes de Canadá (CCIRC)
fue creado para coordinar los esfuerzos a nivel provincial,
territorial y municipal en asociación con instituciones del sector
privado en las contrapartes internacionales del Canadá.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Estándares de transmisión
El grupo de trabajo canadiense en Smart Grids presentó en
octubre 2012 un documento estratégico sobre estándares7 que
toma en consideración la arquitectura presentada en el IEC TC57
presentada en el informe técnico del IEC 62357-1. Este define
para cada capa de la arquitectura una serie de estándares
objetivo para:
Comunicaciones B2B de
participantes del mercado
energético
Centros de control y
distribución usando el
Common Information Model
(CIM)
Comunicaciones SCADA
entre centros de control y
equipos en campo
Requisitos de
comunicación transversales,
incluyendo protocolos de
comunicación, WAN,
medios de telecontrol, y
seguridad
Los estándares recomendados para asegurar la interoperabilidad
para las redes eléctricas canadienses tienen en cuenta la amplia
adopción norteamericana de los estándares ANSI C12, y
establece un periodo de transición antes de la migración total al
IEC 61850 y CIM. Para más detalle se recomienda consultar el
documento estratégico sobre estándares.
7 Standards Council of Canada, Octubre 2012, The Canadian Smart Grid Standards Roadmap, www.scc.ca/sites/default/files/publications/Smart_Grid_Report_FINAL_EN_3.pdf
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Sistemas estándares de medición
Colectivamente, los contadores eléctricos presentan a lo largo de
Canadá una diversa mezcla de estándares, como el ANSI C12, el
IEEE 1377 o el IEEE170x. Una serie de empresas eléctricas han
desarrollado una serie de recomendaciones para la
implementación de la infraestructura de dispositivos de lectura y
requisitos de acreditación, en las AEIC Guidelines 2.0.8 En el
informe documento estratégico sobre estándares9 se puede
consultar en la tabla 9 con más detalle la lista de estándares
usados en Norteamérica.
8 AEIC, http://aeic.org/wp-content/uploads/2013/07/AEIC-Guidelines-v2.1-2012-07-26clean.pdf
9 Standards Council of Canada, Octubre 2012, The Canadian Smart Grid Standards Roadmap, www.scc.ca/sites/default/files/publications/Smart_Grid_Report_FINAL_EN_3.pdf
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
3. Implementaciones
de Smart Grids
Todas las provincias y territorios canadienses tienen algún tipo
de desarrollo dentro de las redes inteligentes. En la Figura 2 se
aprecia un mapa de las distintas regiones de Canadá, y dentro
de cada provincia y territorio el estado de avance global de
distintas categorías que habitualmente se engloban dentro de
actuaciones de Smart Grids: infraestructura de contadores
inteligentes (AMI), planes de precios con consideración temporal
(NRO), actuaciones de gestión de demanda (DR), mecanismos
de localización y auto-reparación (SH), micro-redes (MG), control
de tensión y potencia reactiva (VVC).
Las diferencias de evolución de distintas áreas entre provincias
vienen marcadas por sus diferencias en necesidades. Por
ejemplo, Quebec, la Columbia Británica, Terranova y Manitoba
tienen una importantísima capacidad de producción eléctrica a
partir de centrales hidroeléctricas, entre un 87 y un 92%. Ontario,
Saskatchewan y Alberta, en cambio, están todas por debajo del
25% de hidroeléctrica en relación a la capacidad instalada (cifras
de 2015).10 Esta diferencia de porcentajes es un importante
factor en la distinta importancia que dan las provincias a los
programas de producción de energías renovables y a la
financiación a proyectos de almacenamiento energético. Ontario
es, precisamente, una de las regiones punteras en el desarrollo
de tecnologías de almacenamiento energético.
10 Statistics Canada, CANSIM Table 127-0009 - Installed generating capacity, by class of electricity producer
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Destacamos a continuación algunas implementaciones de Smart
Grids realizadas en las siguientes provincias canadienses:
Ontario, Quebec, Alberta y la Columbia Británica.
Figura 2. Implementación de iniciativas de Smart Grids en Canadá
Fuente: Ministerio de Recursos Naturales, NRCan
Ontario: Las renovables y el almacenamiento energético
Diez años después del lanzamiento de los primeros programas
de licitación de energía eólica, solar, hidráulica y otras formas de
energía renovable de la provincia (y de Canadá), la provincia
disfruta de un potente sector de energía renovable con una
capacidad instalada de 4,5 GW de eólica y 1 GW de solar, un
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
sistema de electricidad bajo en emisiones y un sector financiero
especializado que está activo en todo el mundo. Ontario fue la
primera jurisdicción en América del Norte en eliminar el carbón
como fuente de energía eléctrica. La eliminación gradual de la
generación de electricidad con carbón finalizó en 2014. Lo hizo
con el Renewable Standard Offer Programme (RESOP) que
incluía un plan de incentivos sobre energía producida a partir de
renovables que garantizaba ingresos durante un periodo de 20
años.
En 2013, Ontario estableció un Plan de Energía a Largo Plazo
(LTEP) para reforzar su compromiso de invertir en fuentes de
energía renovables. El LTEP incluía un compromiso a lanzar
procesos de licitación pública para proyectos de almacenamiento
energética para disponer de una capacidad de almacenamiento
energético de al menos, 50 MW. Este objetivo se alcanzó
mediante el lanzamiento de dos RPFs, una en 2014 y otra en
2015, que ganaron 14 proyectos que utilizaban diversas
tecnologías: baterías, volantes de inercia, aire comprimido y
almacenamiento térmico. El proceso de licitación fue gestionado
por el operador independiente del sistema eléctrico de Ontario, la
IESO, que emitió y evaluó las solicitudes de propuestas para el
desarrollo instalaciones de almacenamiento de energía de
acuerdo a unas reglas de mercado de capacidad.11 La IESO
publicó en marzo de 2016 un informe sobre la utilidad de las
instalaciones de almacenamiento de energía,12 y concluye que
estas tecnologías ayudan a mejorar la calidad del suministro y la
durabilidad de los activos de transmisión y distribución, evitando
la necesidad, o retrasando, al menos, la inversión en su
ampliación y/o renovación. Se espera una actualización del LTEP
11 IESO Energy Storage Procurement, http://www.ieso.ca/Pages/Participate/Energy-Storage-Procurement/default.aspx, consultada 14/02/2017
12 IESO Report: Energy Storage, March 2016. http://www.ieso.ca/Documents/Energy-Storage/IESO-Energy-Storage-Report_March-2016.pdf
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
a mediados de 2017, donde se establece la hoja de ruta para
conseguir cuadrar la demanda esperada en los próximos 10
años.
En cuanto al avance de los contadores inteligentes, la mayor
parte de consumidores disponen de contadores funcionando y
pueden suscribirse a tarifas horarias que les permiten rebajar su
factura gestionando su consumo. Además, dos tercios de los
consumidores en Ontario tienen acceso a sus datos de consumo
eléctrico en forma estandarizada. Un grupo de distribuidoras que
opera en la provincia han adoptado el estándar Green Button,
iniciativa privada desarrollada en EE.UU. como una respuesta al
mandato de la Casa Blanca de facilitar el acceso a los datos de
consumo de los usuarios. Lo interesante de esta estandarización,
independientemente de la compañía proveedora del servicio, es
la apertura de un mercado para desarrolladores de apps que
usen esos datos para un mejor conocimiento, y una mejor
gestión, del patrón de consumo por parte de los propios
consumidores.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Figura 3. Current Time-of-Use Tariffs in Ontario
Fuente: http://www.energy.gov.on.ca/en/smart-meters-and-tou-prices/
Otro proyecto de demostración de Smart Grids relevante es el
proyecto para la comunidad urbana integrada, que recibió 5
millones de euros para la gestión de la micro-red dispuesta para
atender las necesidades de los atletas durante los Pan Am
Games de Toronto celebrados en 2015. Este proyecto fue
liderado por Opus One, y contó con la colaboración de Siemens,
eCAMION, la Universidad de Toronto y Toronto Hydro.13
13 NRCan, ecoEII Integrated Urban Community Energy Project www.nrcan.gc.ca/energy/funding/current-funding-programs/eii/16159
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Quebec: Eficiencia energética y comunidades aisladas
Hydro-Quebec sigue extendiendo su red de contadores
inteligentes, que a fecha de febrero de 2017, ha alcanzado los
2,7 millones, de sus 3,8 millones de clientes. Hydro-Quebec es la
única empresa eléctrica de Norteamérica que cuenta con un
centro de investigación propio, el Institute de Recherche d’Hydro-
Québec IREQ, con instalaciones en Varennes y en Shawinigan, y
donde conjuntamente invierten unos 70 millones de euros al año
en proyectos de Smart Grids, investigación en durabilidad de
instalaciones, eficiencia energética, energía renovable y baterías.
Otro tipo de proyecto de gran interés es la integración de
renovables en comunidades aisladas de la red. En estas
comunidades remotas, alejadas de la red eléctrica principal, la
electricidad se produce en muchas ocasiones con generadores
diésel. Los costes de producción de la energía así producida son
muy elevados, por la dificultad logística del trasporte del
combustible y los costes de mantenimiento del equipo,
quintuplicando en algunos casos los costes por kWh con
respecto a la producción en zonas urbanas. Es el caso del
proyecto de producción energética alternativa con eólica y
almacenamiento en la mina de Raglan (en el norte de la
provincia, sobre permafrost y donde la temperatura media anual
es -15°C). Este proyecto comenzó a operar a finales de 2015 y
tuvo unos costes de unos 13 millones de euros. Liderado por
TUGLIQ ENERGY Co., ha supuesto un gran reto tecnológico por
la instalación de máquinas rotativas a bajas temperaturas y la
integración con sistemas de almacenamiento energético.14 Un
volante de inercia, una batería de 200 kW ion litio de Electrovaya
y un electrolizador con pila de combustible, ambos de
Hydrogenics, que producen hidrógeno en momentos de exceso
14 Glencore RAGLAN Mine Renewable Electricity Smart-Grid Pilot Demonstration, www.nrcan.gc.ca/energy/funding/current-funding-programs/eii/16662 consultada 13/02/2017
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
para luego transformarlo cuando se necesite, desacoplando
temporalmente la producción del consumo. Este innovador
proyecto piloto ha conseguido evitar el consumo de 140.000 litros
de diésel.
Alberta: Un cambio de estrategia a la integración de renovables
Alberta adquirió el compromiso de abandonar las centrales
térmicas de carbón antes de 2030. Con un ambicioso plan de
renovables como una de las líneas de acción para lograr este
objetivo, la provincia se prepara para una serie de cambios. La
naturaleza de su mercado, hoy por hoy uno de los pocos del
mundo en los que el precio de la energía en el pool no diferencia
según la tecnología –“solo de energía”, pasará a ser un mercado
de capacidad a implementar en 2021. El motivo principal es la
necesidad de atraer inversión para acometer todos estos
cambios, para lo cual un mercado de capacidad que permita
ofrecer a los inversores un retorno más atractivo. Según
estimaciones del gobierno provincial, en los próximos 14 años,
Alberta necesitará hasta 17.500 millones de € en nuevas
inversiones en generación de electricidad para apoyar la
transición hacia fuentes de energía más limpias y satisfacer las
necesidades de electricidad de una provincia en crecimiento.
Columbia Británica: Privacidad del consumidor, fiabilidad y
vehículo eléctrico
BC Hydro (la compañía que sirve a la mayor parte de la
provincia) completó la puesta en marcha de sus contadores
inteligentes en 2013. La distribuidora Fortis BC también inició el
cambio a todos aquellos clientes que así lo desearon (ya que una
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
cláusula introducida por la British Columbia Utilities Commission
impuso el derecho del usuario a rechazarlo).15
Los ámbitos de mayor investigación y financiación dentro de las
Smart Grids además de los contadores fueron las microgrids, la
fiabilidad de la red y la integración de vehículos eléctricos en la
red.
En zonas metropolitanas, el cliente sufre cortes de electricidad
en promedio de dos horas al año, sin embargo, si hablamos de
zonas remotas de la provincia no es inusual acumular más de 20
horas al año de cortes.16 En estos casos el despliegue de
dispositivos de automatización de redes y los contadores
inteligentes son críticos para paliar las consecuencias. La
primera micro-red canadiense en una comunidad remota se
instaló en Hartley Bay (unos 630 km al norte de Vancouver). La
comunidad redujo el consumo de diésel a través de la
implementación del sistema de gestión de la energía, el control
óptimo del generador y del uso de una gama de termostatos
inalámbricos, controles de calentadores de agua caliente y
sistemas de ventilación en edificios comerciales.
15 BC Hydro, British Columbia Utilities Commission approves Meter Choices Fees, April 2014, www.bchydro.com/news/press_centre/news_releases/2014/bcuc-approves-meter-choices-fees.html
16 Chad Skelton, Vancouver Sun, Power failures far more common in remote parts of B.C., August 24,2015 www.vancouversun.com/technology/Power+failures+more+common+remote+parts/11311997/story.html
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
Figura 4. Captura de pantalla del programa de monitorización de
estaciones de recarga de vehículos eléctricos
Fuente: www.fleetcarma.com/evCloud/Stations
Existen en la provincia 1.000 puntos de recarga de vehículos
eléctricos, y la provincia ha puesto a disposición de sus
ciudadanos y empresas el programa Clean Energy Vehicule
desde 2011, dentro del cual se ofrecen ayudas a la compra de
vehículos eléctricos, unos 3.500 € por vehículo, e híbridos, unos
1.750€, haciendo que la demanda de este tipo de vehículo se
incremente notablemente. El proyecto evCloud, en la Figura 4,
lanzado como parte de la Infraestructura Provincial con las
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
empresas Fleetcarma, BC Hydro y Powertech Labs, monitoriza
450 de esas estaciones de recarga para obtener datos de los
patrones de los usuarios y los pone a disposición de todos los
agentes implicados, a fin de planificar mejor el desarrollo de la
infraestructura de recarga.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
4. Directorio de principales organizaciones
que impulsan y desarrollan proyectos de
redes eléctricas inteligentes en Canadá
La asociación Smart Grid Canada. Asociación a nivel federal que
aglutina a varias de las utilities y da voz a la industria
relacionada. Organizan el Smart Grid Conference, unos de los
principales eventos a nivel nacional en materia de Smart Grids.www.sgcanada.org/
CanmetENERGY, Varennes, del NRCan. Organización de I+D en
energías limpias.www.nrcan.gc.ca/energy/offices-labs/canmet/5715
Schneider Electric y Xantrex abrieron un laboratorio de micro-
redes en Burnaby, B.C. con más de 1.400 m2 para probar
equipos eléctricos en condiciones extremas.
IREQ, de Hydro-Quebec. Uno de los laboratorios más avanzados
de Norteamérica. www.hydroquebec.com/innovation/en/institut-recherche.html
Schneider Electric y la Universidad para la energía urbana
Ryerson crearon un laboratorio de Smart Gridswww.ryerson.ca/cue/
El Centro Avanzado de Energías, Advanced Energy Centre fue
lanzado como una iniciativa público-privada entre el Ministerio
de Energía de Ontario, la aceleradora MaRS Discovery District,
Cap Gemini y Siemens. El centro fue creado para impulsar la
adopción de tecnologías innovadoras en Canadá así como la
internacionalización de las tecnologías canadienses.
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
www.marsdd.com/systems-change/advanced-energy-
centre/advanced-energy-centre-about-us/
NSERC Smart Microgrid Network en BC, coordina la
investigación de centros y universidades a lo largo del país en
torno a tres temáticas: (1) Operación, control y protección de
microgrids, (2) Planificación, Optimización y aspectos
regulatorios de las microgrids y (3) Tecnologías de información y
comunicación de las microgrids.www.nserc-crsng.gc.ca/Business-Entreprise/How-
Comment/Networks-Reseaux/NSMGNet-NSMGNet_eng.asp
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El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
5. Oportunidades y desafíos para el éxito de
las redes inteligentes en Canadá
Canadá ofrece un gran número de oportunidades para empresas
y centros de investigación que deseen cooperar en I+D con
socios canadienses y establecerse en este país.
A nivel federal, el gobierno se ha comprometido a un Plan de
Inversión a Largo Plazo en Infraestructura que prevé un gasto de
186.000 millones de dólares canadienses en los próximos 10
años, englobando inversiones en infraestructura de redes de
transmisión. A ello se suma la creciente inversión en tecnologías
limpias, que se quiere convertir en motor económico del país. El
14 de noviembre de 2016 Canadá junto con sus socios de
Mission Innovation, la iniciativa liderada por más de 20 países y
empresarios del mundo cuyo fin es acelerar la innovación
tecnológica para luchar contra el cambio climático, presentó los
siete retos de innovación. Éstos definen, a su vez, líneas de
acción y el primero de los retos es la Innovación en Smart Grids.
Con la adhesión de Canadá a Mission Innovation, Canadá se
comprometió a doblar su inversión en I+D en tecnologías
limpias, alcanzando los 775 millones de euros en 2020 para
conseguir comercializar estas tecnologías innovadoras.
Existen fórmulas de financiación pública para apoyar los
proyectos de I+D orientados a mercado realizados entre
entidades canadienses y españolas, como Eureka o Eurostars. El
Centro para el Desarrollo Tecnológico Industrial (CDTI) financia a
la empresa española, mientras que el Consejo National de
Investigación (NRC) se ocupa de financiar a la contraparte
canadiense. Otros países pueden participar también, apoyados
por sus respectivos países.
www.SmartGridSpain.org 27
El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
A pesar de lo prometedor del sector, lo cierto es que la
realización práctica de muchas de estas ideas se ha encontrado
con desafíos que podrían encuadrarse en la categoría de índole
social. La provincia que lideró muchos de los esfuerzos de
integración de energías renovables y de Smart Grids, Ontario, fue
de las primeras en disponer de un programa de implementación
de contadores inteligentes en Ontario. Éste se lanzó con
promesas a los usuarios de una reducción de los precios de la
electricidad. Sin embargo, el efecto que los usuarios percibieron
es el contrario,17 arrastrada en parte por los subsidios a las
tecnologías limpias. Esto ha llevado a cancelar el procedimiento
de subasta de capacidad para renovables ante el temor de que
ocasionase un incremento aún mayor. Otro ejemplo de oposición
social se dio durante el despliegue de contadores inteligentes en
Saskatchewan en 2014, una serie de incendios en los equipos
generó el rechazo de la población y frenó completamente el
proceso.18 La empresa SaskPower ha afirmado que tiene planes
de reiniciar el proceso en 2018.
Aún con sus retos tecnológicos, económicos, regulatorios y
sociales, no cabe duda de que este es un sector dinámico en
Canadá y de que representa interesantes oportunidades de
negocio para empresas españolas en el sector. Convergen la
necesidad de renovación de las redes y una apuesta por la
innovación tecnológica y empresarial. Esta oportunidad se ve
refrendada por la firma del Acuerdo Económico y Comercial
Global entre Canadá y la Unión Europea (más conocido por sus
siglas en inglés, CETA) que facilitará la exportación y la inversión,
con la eliminación de muchos aranceles o la expedición de
17 Mike Crawley, CBC News, Ontario's smart meters failing to cut electricity demand, Nov 24, 2016 www.cbc.ca/news/canada/toronto/smart-meters-hydro-bills-ontario-time-of-use-pricing-1.3862462
18 Stefani Langenegger, CBC News, Smart meters making a comeback in Saskatchewan after massive recall, Dec 15, 2016 http://www.cbc.ca/news/canada/saskatchewan/saskpower-smart-meters-coming-back-1.3896880
www.SmartGridSpain.org 28
El Desarrollo de las Smart Grids en Canadá
visados para mandos de empresas que gestionen sus
inversiones en territorio canadiense.
Para conocer de primera mano el mercado y sus oportunidades,
se puede visitar la conferencia anual sobre Smart Grid
(www.smartgridcanadaconf.ca) celebrada por su asociación Smart
Grid Canadá y que constituye un punto de encuentro para
empresas eléctricas, entidades de investigación y fabricantes de
equipos en Norteamérica y en el mundo.
Algunas de las principales empresas con potencial exportador
asisten a encuentros en Europa, lo que constituye una
oportunidad de encontrarse con entidades canadienses. El año
pasado más de 20 organizaciones canadienses acudieron al
European Utility Week en Barcelona, y se espera que este año
haya también un gran número de empresas en la edición de
2017, que se celebrará en Ámsterdam. Entre las actividades
celebradas en noviembre en Barcelona, se organizó un taller para
buscar sinergias entre industria canadiense y española, cuyas
presentaciones se pueden consultar en la página de Futured,19
asociación española de redes inteligentes, y de entre los que se
puede destacar: los sistemas de gestión distribuida avanzados, la
integración de paneles fotovoltaicos en algunas regiones de
Canadá y la pujante demanda de baterías para uso residencial.
Por su lado, Canadá puede contribuir con conocimientos en
tecnología de subestaciones modulares, sistemas de inspección
de redes de alta tensión y equipos para detección de fallas y
otros elementos relacionados con la seguridad.
19 http://www.futured.es/2016/11/21/great-turnout-at-the-networking-workshop-between-canada-france-and-spain/?platform=hootsuite
www.SmartGridSpain.org 29
6. Principales indicadores y agentes de los mercados eléctricos de las provincias de Canadá
Datos de 2014 Columbia Británica Alberta Ontario Quebec Saskatchewan Manitoba Nueva Escocia Isla del Ppe. Eduardo
Capacidad 17,475 MW 16,130 MW 35,591 MW 41,556 MW 4,185 MW 5,701 MW 2,979 MW 365 MW
Generación 63,648 GWh 81,620 GWh 153.7 TWh 206 TWh 22,627 GWh 36,040 GWh 11,129 GWh 635 GWh
Consumo Anual N/A 82,400 GWh 137 TWh 171 TWh 21,389 GWh 22,443 GWh 10,412 GWh 1,332 GWh
Clientes ~ 2.1 million ~1.75 million ~ 4.9 million ~ 4.2 million ~ 580,000 ~ 561,900 ~ 506,000 ~ 77,000
Exportaciones 9,661 GWh 650 GWh 22.6 TWh 23.5 TWh 90 GWh 9,878 GWh 31 GWh 280 GWh
Importaciones 9,751 GWh 1,430 GWh 5.8 TWh 0.27 TWh 797 GWh 216 GWh 428 GWh 1,068 GWh
Red AT (Valor límite) (≥ 69 kV) ~ 20,000 km (≥ 69 kV) ~ 25,295 km (≥ 115 kV) ~ 30,000 km (≥ 69 kV) ~ 30,717 km (≥ 25 kV) ~ 13,400 km (≥ 24 kV)~ 13,000 km (≥ 69 kV) ~ 5,300 km (≥ 69 kV) ~ 700 km
Interconexiones con
otras provincias /
estados
Alberta and Washington
State
British Columbia,
Saskatchewany
Montana
Quebec, Manitoba, New
York, Michigan y
Minnesota
New England, New
York, Ontario, New
Brunswick,
Newfoundland y
Labrador
Alberta, Manitoba,
North Dakota
Ontario,
SaskatchewanNorth
Dakota y Minnesota
New Brunswick New Brunswick
Regulador de los
sistemas energéticos
BC Utilities Commission Alberta Utilities
Commission
Ontario Energy Board Régie de l’énergie Saskatchewan Rate
Review Panel
Manitoba Public Utilities
Board (PUB)
Nova Scotia Utility
and Review Board
Island Regulatory and
Appeals Commission
Operador del sistema BC Hydro Alberta Electric System
Operator (AESO)
Independent Electricity
System Operator (IESO)
Hydro-Quebec Saskatchewan Power
Corporation
(SaskPower)
Manitoba Hydro Nova Scotia Power
Incorporated
PEI Energy Corporation
Organización
gubernamental
responsable
The Ministry of Energy
and Mines of Brithish
Columbia
Alberta Energy, ministry
of the Government of
Alberta
Ontario Ministry of
Energy
Ministère de l’Énergie et
des Ressources
naturelles
Government of
Saskatchewan a través
de la Crown
Investments Corporation
Energy Division, del
Department of Growth
Enterprise and Trade
Government of Nova
Scotia
Department of
Transportation,
Infrastructure and
Energy
Tabla 1. Principales indicadores y agentes de los mercados eléctricos de las provincias de Canadá
Fuente: NRCan, Electricity Infrastructure, www.nrcan.gc.ca/energy/electricity-infrastructure
