Red inteligente

El primer sistema de red eléctrica de corriente alterna se instaló en 1886 en Great Barrington, Massachusetts . ^{[ 10 ]} En ese momento, la red era un sistema centralizado unidireccional de transmisión de energía eléctrica , distribución de electricidad y control impulsado por la demanda.

En el siglo XX, las redes locales crecieron con el tiempo y finalmente se interconectaron por razones económicas y de fiabilidad. Para la década de 1960, las redes eléctricas de los países desarrollados se habían vuelto muy grandes, maduras y altamente interconectadas, con miles de centrales de generación "centrales" que suministraban energía a los principales centros de consumo a través de líneas eléctricas de alta capacidad, las cuales luego se ramificaban y dividían para abastecer de energía a usuarios industriales y domésticos más pequeños en toda el área de suministro. La topología de la red de la década de 1960 fue resultado de las fuertes economías de escala: las grandes centrales eléctricas de carbón, gas y petróleo, de entre 1 GW (1000 MW) y 3 GW, siguen siendo rentables gracias a las características que aumentan la eficiencia y que solo resultan rentables cuando las centrales son muy grandes.

Las centrales eléctricas se ubicaban estratégicamente cerca de las reservas de combustibles fósiles (ya fueran las minas o los pozos, o bien cerca de las líneas de suministro ferroviario, por carretera o portuario). La ubicación de las represas hidroeléctricas en zonas montañosas también influyó notablemente en la estructura de la red eléctrica emergente. Las centrales nucleares se ubicaban en función de la disponibilidad de agua de refrigeración. Finalmente, las centrales eléctricas de combustibles fósiles eran inicialmente muy contaminantes y, una vez que las redes de distribución eléctrica lo permitieron, se ubicaban lo más lejos posible de los centros de población, dentro de los límites económicos. A finales de la década de 1960, la red eléctrica alcanzaba a la inmensa mayoría de la población de los países desarrollados, quedando solo algunas zonas regionales aisladas sin acceso a la red.

La medición del consumo eléctrico era necesaria por usuario para permitir una facturación adecuada según el nivel de consumo (altamente variable) de cada usuario. Debido a la limitada capacidad de recopilación y procesamiento de datos durante el período de crecimiento de la red, se implementaron comúnmente tarifas fijas, así como tarifas duales donde la energía nocturna se cobraba a una tarifa menor que la diurna. La motivación para las tarifas duales era la menor demanda nocturna. Las tarifas duales permitieron el uso de energía eléctrica nocturna de bajo costo en aplicaciones como el mantenimiento de "acumuladores de calor", que servían para "suavizar" la demanda diaria y reducir la cantidad de turbinas que debían apagarse durante la noche, mejorando así la utilización y la rentabilidad de las instalaciones de generación y transmisión. Las capacidades de medición de la red de la década de 1960 implicaron limitaciones tecnológicas en el grado en que las señales de precios podían propagarse a través del sistema.

Entre las décadas de 1970 y 1990, la creciente demanda impulsó el aumento del número de centrales eléctricas. En algunas zonas, el suministro eléctrico, especialmente en las horas punta, no podía satisfacer esta demanda, lo que provocó una mala calidad del suministro , incluyendo apagones , cortes de luz y bajadas de tensión . La electricidad se convirtió en un elemento cada vez más indispensable para la industria, la calefacción, las comunicaciones, la iluminación y el entretenimiento, y los consumidores exigieron niveles de fiabilidad cada vez mayores.

Hacia finales del siglo XX, se establecieron patrones de demanda de electricidad: la calefacción y el aire acondicionado domésticos generaban picos de demanda diarios que se cubrían mediante una serie de generadores de punta que solo se encendían durante cortos periodos cada día. La utilización relativamente baja de estos generadores de punta (generalmente se utilizaban turbinas de gas debido a su menor coste de capital y tiempos de arranque más rápidos), junto con la redundancia necesaria en la red eléctrica, generaba altos costes para las compañías eléctricas, que se repercutían en forma de tarifas más elevadas.

En el siglo XXI, algunos países en desarrollo como China, India y Brasil fueron considerados pioneros en el despliegue de redes inteligentes. ^{[ 11 ]}

Desde principios del siglo XXI, se han hecho evidentes las oportunidades para aprovechar las mejoras en la tecnología de comunicación electrónica para resolver las limitaciones y los costos de la red eléctrica. Las limitaciones tecnológicas en la medición ya no obligan a promediar los precios máximos de la energía y trasladarlos a todos los consumidores por igual. Paralelamente, la creciente preocupación por el daño ambiental de las centrales eléctricas de combustibles fósiles ha llevado al deseo de utilizar grandes cantidades de energía renovable . Las formas dominantes, como la energía eólica y la solar , son altamente variables, por lo que se hizo evidente la necesidad de sistemas de control más sofisticados para facilitar la conexión de las fuentes a la red, que de otro modo sería altamente controlable. ^{[ 12 ]} La energía de las células fotovoltaicas (y en menor medida de las turbinas eólicas ) también ha puesto en tela de juicio, de manera significativa, la necesidad imperiosa de grandes centrales eléctricas centralizadas. La rápida disminución de los costos apunta a un cambio importante de la topología de red centralizada a una altamente distribuida, donde la energía se genera y se consume justo en los límites de la red. Finalmente, la creciente preocupación por los ataques terroristas en algunos países ha llevado a exigir una red energética más robusta y menos dependiente de las centrales eléctricas centralizadas que se percibían como posibles objetivos de ataques. ^{[ 13 ]}

Las tecnologías de redes inteligentes surgieron de intentos anteriores de utilizar el control, la medición y el monitoreo electrónicos. En la década de 1980, la lectura automática de medidores se utilizó para monitorear las cargas de grandes clientes y evolucionó hacia la Infraestructura de Medición Avanzada de la década de 1990, cuyos medidores podían almacenar cómo se usaba la electricidad en diferentes momentos del día. ^{[ 19 ]} Los medidores inteligentes agregan comunicaciones continuas para que el monitoreo se pueda realizar en tiempo real y pueden usarse como puerta de enlace a dispositivos conscientes de la respuesta a la demanda y "enchufes inteligentes" en el hogar. Las primeras formas de tales tecnologías de gestión del lado de la demanda eran dispositivos conscientes de la demanda dinámica que detectaban pasivamente la carga en la red monitoreando los cambios en la frecuencia de suministro de energía. Dispositivos como acondicionadores de aire industriales y domésticos, refrigeradores y calentadores ajustaban su ciclo de trabajo para evitar la activación durante los momentos en que la red sufría una condición de pico. A partir del año 2000, el Proyecto Telegestore de Italia fue el primero en conectar en red un gran número (27 millones) de hogares usando medidores inteligentes conectados a través de comunicación de línea eléctrica de bajo ancho de banda . ^{[ 20 ]} Algunos experimentos utilizaron el término banda ancha sobre líneas eléctricas (BPL), mientras que otros utilizaron tecnologías inalámbricas como redes de malla promovidas para conexiones más fiables a dispositivos dispares en el hogar, así como para admitir la medición de otros servicios públicos como gas y agua. ^{[ 12 ]}

La monitorización y sincronización de redes de área extensa se revolucionaron a principios de la década de 1990, cuando la Administración de Energía de Bonneville amplió su investigación sobre redes inteligentes con prototipos de sensores capaces de analizar con gran rapidez anomalías en la calidad de la electricidad en áreas geográficas muy extensas. La culminación de este trabajo fue el primer Sistema de Medición de Área Amplia (WAMS) operativo en el año 2000. ^{[ 21 ]} Otros países están integrando rápidamente esta tecnología  : China comenzó a contar con un WAMS nacional integral cuando se completó el último plan económico quinquenal en 2012. ^{[ 22 ]}

Entre los primeros despliegues de redes inteligentes se encuentran el sistema italiano Telegestore (2005), la red de malla de Austin, Texas (desde 2003) y la red inteligente de Boulder, Colorado (2008). Véase el apartado  «Despliegues e intentos de despliegue» más adelante.

La red inteligente utiliza tecnologías como la estimación de estado ^{[ 24 ]} , que mejoran la detección de fallas y permiten la autorreparación de la red sin la intervención de técnicos. Esto garantizará un suministro eléctrico más fiable y reducirá la vulnerabilidad ante desastres naturales o ataques.

Aunque se promocionan las rutas múltiples como una característica de la red inteligente, la antigua red también las tenía. Las líneas eléctricas iniciales de la red se construyeron utilizando un modelo radial; posteriormente, la conectividad se garantizó mediante rutas múltiples, lo que se denominó estructura de red. Sin embargo, esto creó un nuevo problema: si el flujo de corriente o los efectos relacionados en la red superan los límites de algún elemento de la red, este podría fallar y la corriente se desviaría a otros elementos de la red, que eventualmente también podrían fallar, provocando un efecto dominó . Véase apagón . Una técnica para prevenir esto es la reducción de carga mediante cortes de energía rotativos o reducción de voltaje (apagón parcial). ^{[ 25 ] [ 26 ]}

La infraestructura de transmisión y distribución de próxima generación podrá gestionar mejor los posibles flujos de energía bidireccionales , lo que permitirá la generación distribuida , como la procedente de paneles fotovoltaicos en los tejados de los edificios, pero también la carga de las baterías de los coches eléctricos, las turbinas eólicas, la energía hidroeléctrica de bombeo, el uso de pilas de combustible y otras fuentes.

Las redes clásicas fueron diseñadas para un flujo unidireccional de electricidad, pero si una subred local genera más energía de la que consume, el flujo inverso puede plantear problemas de seguridad y fiabilidad. ^{[ 27 ]} Una red inteligente tiene como objetivo gestionar estas situaciones. ^{[ 12 ]}

Se prevén numerosas contribuciones a la mejora general de la eficiencia de la infraestructura energética derivadas del despliegue de la tecnología de redes inteligentes, en particular la gestión de la demanda , por ejemplo, apagar los aires acondicionados durante picos de precios de la electricidad a corto plazo, ^{[ 28 ]} reducir la tensión cuando sea posible en las líneas de distribución mediante la optimización de tensión/VAR (VVO), eliminar las visitas de técnicos para la lectura de contadores y reducir dichas visitas mediante una mejor gestión de las interrupciones utilizando datos de los sistemas de infraestructura de medición avanzada. El efecto general es una menor redundancia en las líneas de transmisión y distribución, y una mayor utilización de los generadores, lo que conlleva precios de la energía más bajos. ^{[ 29 ]}

Limitación/nivelación de picos y precios por hora de uso

Para reducir la demanda durante los períodos pico de alto costo, las tecnologías de comunicación y medición informan a los dispositivos inteligentes en el hogar y la empresa cuándo la demanda de energía es alta y registran cuánta electricidad se usa y cuándo se usa. También les da a las compañías de servicios públicos la capacidad de reducir el consumo comunicándose directamente con los dispositivos para evitar sobrecargas del sistema. Ejemplos serían una compañía de servicios públicos reduciendo el uso de un grupo de estaciones de carga de vehículos eléctricos o cambiando los puntos de ajuste de temperatura de los aires acondicionados en una ciudad. ^{[ 30 ]} Para incentivarlos a reducir el uso y realizar lo que se llama limitación de pico o nivelación de pico , los precios de la electricidad aumentan durante los períodos de alta demanda y disminuyen durante los períodos de baja demanda. ^{[ 12 ]} Se cree que los consumidores y las empresas tenderán a consumir menos durante los períodos de alta demanda si es posible que los consumidores y los dispositivos de consumo sean conscientes del alto costo adicional por usar electricidad en los períodos pico. Esto podría significar hacer concesiones como encender/apagar los aires acondicionados o hacer funcionar los lavavajillas a las 9  p. m. en lugar de a las 5  p. m. Cuando las empresas y los consumidores ven un beneficio económico directo al usar energía en horas de menor demanda, la teoría es que incluirán el costo energético de la operación en sus decisiones sobre dispositivos de consumo y construcción de edificios, y por lo tanto se volverán más eficientes en el consumo de energía.

La mayor flexibilidad de la red inteligente permite una mayor penetración de fuentes de energía renovable altamente variables, como la energía solar y la eólica , incluso sin la adición de almacenamiento de energía . ^{[ 31 ]} La infraestructura de red actual no está diseñada para permitir muchos puntos de inyección distribuidos, y normalmente, incluso si se permite alguna inyección a nivel local (de distribución), la infraestructura de nivel de transmisión no puede acomodarla. Las fluctuaciones rápidas en la generación distribuida, como las debidas a condiciones climáticas nubosas o racheadas, presentan desafíos significativos para los ingenieros de potencia que necesitan garantizar niveles de potencia estables mediante la variación de la salida de los generadores más controlables, como las turbinas de gas y los generadores hidroeléctricos. Por esta razón, la tecnología de red inteligente es una condición necesaria para grandes cantidades de electricidad renovable en la red. También existe soporte para la tecnología vehículo-red . ^{[ 32 ]}

La red inteligente permite una comunicación sistemática entre proveedores (su precio de la energía) y consumidores (su disposición a pagar), y permite que tanto los proveedores como los consumidores sean más flexibles y sofisticados en sus estrategias operativas. Solo las cargas críticas deberán pagar los precios máximos de la energía, y los consumidores podrán ser más estratégicos en el momento de su uso. Los generadores con mayor flexibilidad podrán vender energía estratégicamente para obtener el máximo beneficio, mientras que los generadores inflexibles, como las turbinas de vapor de carga base y los aerogeneradores, recibirán una tarifa variable en función del nivel de demanda y el estado de los demás generadores en funcionamiento. El efecto general es una señal que premia la eficiencia energética y un consumo de energía sensible a las limitaciones de suministro que varían con el tiempo. A nivel doméstico, los electrodomésticos con cierto grado de almacenamiento de energía o masa térmica (como refrigeradores, acumuladores de calor y bombas de calor) estarán bien posicionados para aprovechar el mercado y buscar minimizar el costo de la energía adaptando la demanda a los períodos de menor costo. Esto es una extensión del sistema de tarificación dual de la energía mencionado anteriormente.

IntelliGrid  – Creada por el Electric Power Research Institute (EPRI), la arquitectura IntelliGrid proporciona metodología, herramientas y recomendaciones para estándares y tecnologías que las empresas de servicios públicos pueden utilizar para planificar, especificar y adquirir sistemas basados ​​en TI, como la medición avanzada, la automatización de la distribución y la respuesta a la demanda. La arquitectura también proporciona un laboratorio vivo para evaluar dispositivos, sistemas y tecnología. Varias empresas de servicios públicos han aplicado la arquitectura IntelliGrid, entre ellas Southern California Edison, Long Island Power Authority, Salt River Project y TXU Electric Delivery. El Consorcio IntelliGrid es una asociación público-privada que integra y optimiza los esfuerzos de investigación globales, financia la I+D tecnológica, trabaja para integrar tecnologías y difunde información técnica. ^{[ 47 ]}

Grid 2030  – Grid 2030 es una declaración de visión conjunta para el sistema eléctrico de EE. UU. desarrollada por la industria de servicios eléctricos, fabricantes de equipos, proveedores de tecnología de la información, agencias gubernamentales federales y estatales, grupos de interés, universidades y laboratorios nacionales. Abarca la generación, transmisión, distribución, almacenamiento y uso final. ^{[ 48 ]} La Hoja de Ruta Nacional de Tecnologías de Distribución Eléctrica es el documento de implementación de la visión Grid 2030. La Hoja de Ruta describe los problemas y desafíos clave para modernizar la red y sugiere caminos que el gobierno y la industria pueden seguir para construir el futuro sistema de distribución eléctrica de Estados Unidos. ^{[ 49 ]}

La Iniciativa de Red Moderna (MGI) es un esfuerzo de colaboración entre el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL), empresas de servicios públicos, consumidores, investigadores y otras partes interesadas de la red para modernizar e integrar la red eléctrica estadounidense. La Oficina de Suministro de Electricidad y Fiabilidad Energética (OE) del DOE patrocina la iniciativa, que se basa en Grid 2030 y la Hoja de Ruta Nacional de Tecnologías de Suministro de Electricidad y está alineada con otros programas como GridWise y GridWorks. ^{[ 50 ]}

GridWise  : un programa del Departamento de Energía de EE. UU. (DOE OE) centrado en el desarrollo de tecnología de la información para modernizar la red eléctrica estadounidense. En colaboración con la Alianza GridWise, el programa invierte en arquitectura y estándares de comunicaciones; herramientas de simulación y análisis; tecnologías inteligentes; bancos de pruebas y proyectos de demostración; y nuevos marcos regulatorios, institucionales y de mercado. La Alianza GridWise es un consorcio de actores clave del sector eléctrico, tanto público como privado, que proporciona un foro para el intercambio de ideas, la cooperación y las reuniones con responsables políticos a nivel federal y estatal. ^{[ 51 ]}

El Consejo de Arquitectura GridWise (GWAC) fue creado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos para promover y facilitar la interoperabilidad entre las diversas entidades que interactúan con el sistema eléctrico nacional. Los miembros del GWAC conforman un equipo equilibrado y respetado que representa a los diversos sectores de la cadena de suministro eléctrico y a los usuarios. El GWAC proporciona orientación y herramientas a la industria para definir el objetivo de la interoperabilidad en todo el sistema eléctrico, identificar los conceptos y las arquitecturas necesarios para hacerla posible y desarrollar medidas concretas para facilitar la interoperabilidad de los sistemas, dispositivos e instituciones que conforman el sistema eléctrico nacional. El Marco de Contexto de Interoperabilidad del Consejo de Arquitectura GridWise, versión 1.1, define las directrices y los principios necesarios. ^{[ 52 ]}

GridWorks  : un programa del Departamento de Energía de EE. UU. (DOE OE) centrado en mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico mediante la modernización de componentes clave de la red, como cables y conductores, subestaciones y sistemas de protección, y electrónica de potencia. El programa se centra en la coordinación de esfuerzos en sistemas superconductores de alta temperatura, tecnologías de fiabilidad de la transmisión, tecnologías de distribución eléctrica, dispositivos de almacenamiento de energía y sistemas GridWise. ^{[ 53 ]}

Proyecto de demostración de la red eléctrica inteligente del noroeste del Pacífico. - Este proyecto es una demostración que abarca cinco estados del noroeste del Pacífico: Idaho, Montana, Oregón, Washington y Wyoming. Involucra a unos 60 000 clientes con medidores y contiene muchas funciones clave de la futura red eléctrica inteligente. ^{[ 54 ]}

Ciudades Solares - En Australia, el programa Ciudades Solares incluyó una estrecha colaboración con las compañías energéticas para probar contadores inteligentes, tarificación en horas punta y valle, conmutación remota y esfuerzos relacionados. También proporcionó financiación limitada para mejoras de la red eléctrica. ^{[ 55 ]}

El Centro de Investigación de Energía de Redes Inteligentes (SMERC) , ubicado enla Universidad de California, Los Ángeles,dedicó sus esfuerzos a las pruebas a gran escala de su tecnología de red de carga inteligente para vehículos eléctricos (VE). Creó otra plataforma para el flujo bidireccional de información entre una empresa de servicios públicos y los dispositivos finales de los consumidores. El SMERC también desarrolló un banco de pruebas de respuesta a la demanda (DR) que comprende un Centro de Control, un Servidor de Automatización de Respuesta a la Demanda (DRAS), una Red de Área Doméstica (HAN), un Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) y paneles fotovoltaicos (PV). Estas tecnologías están instaladas dentro del territorio del Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles y Southern California Edison como una red de cargadores de VE, sistemas de almacenamiento de energía en baterías, paneles solares, cargadores rápidos de CC y unidades de Vehículo a Red (V2G). Estas plataformas, comunicaciones y redes de control permiten que los proyectos liderados por la UCLA dentro del área se prueben en asociación con dos empresas de servicios públicos locales, SCE y LADWP. ^{[ 56 ]}

Smart Quart - En Alemania, el proyecto Smart Quart desarrolla tres distritos inteligentes para desarrollar, probar y mostrar tecnología para operar redes inteligentes. El proyecto es una colaboración entre E.ON , Viessmann , gridX e hydrogenious junto con la Universidad RWTH Aachen . Está previsto que para finales de 2024 los tres distritos se abastezcan de energía generada localmente y sean en gran medida independientes de las fuentes de energía fósil . ^{[ 57 ]}

Smart5Grid – En Portugal, tiene como objetivo garantizar que los operadores del sector energético aprovechen los beneficios asociados al uso de redes 5G . Con fiabilidad y seguridad, se propone una solución para abordar con precisión los requisitos específicos impuestos por las redes inteligentes, como altas tasas de transferencia de datos y monitorización en tiempo real. ^{[ 58 ]}

Se han utilizado diversos conceptos para modelar redes eléctricas inteligentes. Generalmente se estudian dentro del marco de los sistemas complejos . En una reciente sesión de intercambio de ideas, ^{[ 59 ]} la red eléctrica se consideró en el contexto del control óptimo , la ecología , la cognición humana, la dinámica de los cristales, la teoría de la información , la microfísica de las nubes y muchos otros. A continuación, se presenta una selección de los tipos de análisis que han surgido en los últimos años.

Sistemas de protección que se verifican y supervisan a sí mismos.

Pelqim Spahiu e Ian R. Evans, en su estudio, introdujeron el concepto de una unidad de inspección híbrida y de protección inteligente basada en subestaciones. ^{[ 60 ] [ 61 ]}

osciladores Kuramoto

La red eléctrica se ha modelado mediante variaciones del modelo de Kuramoto , ^{[ 62 ] [ 63 ]} un marco bien estudiado para la sincronización de osciladores no lineales. El modelo describe cómo el sistema eléctrico mantiene el equilibrio de potencia para conservar la sincronización de fase (también conocida como bloqueo de fase). Estrictamente hablando, el modelo se utiliza principalmente para una red eléctrica convencional, para determinar, por ejemplo, el papel de las inserciones de ramales o de la dispersión de parámetros. Los osciladores no uniformes también ayudan a modelar diferentes tecnologías, distintos tipos de generadores de energía, patrones de consumo, etc. El modelo también se ha utilizado para describir los patrones de sincronización en el parpadeo de las luciérnagas. ^{[ 62 ]}

Red de comunicación de redes inteligentes

Los simuladores de red se utilizan para simular/emular los efectos de la comunicación en red. Esto generalmente implica configurar un laboratorio con los dispositivos, aplicaciones, etc., de la red inteligente, con la red virtual proporcionada por el simulador de red. ^{[ 64 ] [ 65 ]}

Redes neuronales

Las redes neuronales también se han considerado para la gestión de redes eléctricas. Los sistemas de energía eléctrica se pueden clasificar de diversas maneras: no lineales, dinámicos, discretos o aleatorios. Las redes neuronales artificiales (RNA) intentan resolver los problemas más difíciles: los problemas no lineales.

Previsión de la demanda

Una aplicación de las redes neuronales artificiales (RNA) es la previsión de la demanda. Para que las redes operen de forma económica y fiable, la previsión de la demanda es esencial, ya que se utiliza para predecir la cantidad de energía que consumirá la carga. Esto depende de las condiciones meteorológicas, el tipo de día, eventos aleatorios, incidentes, etc. Sin embargo, para cargas no lineales, el perfil de carga no es uniforme ni tan predecible, lo que resulta en una mayor incertidumbre y menor precisión al usar los modelos tradicionales de inteligencia artificial. Algunos factores que las RNA consideran al desarrollar este tipo de modelos son: la clasificación de los perfiles de carga de diferentes clases de clientes según el consumo de electricidad, una mayor capacidad de respuesta de la demanda para predecir los precios de la electricidad en tiempo real en comparación con las redes convencionales, la necesidad de ingresar la demanda pasada como diferentes componentes, como carga máxima, carga base, carga mínima, carga promedio, etc., en lugar de combinarlas en una sola entrada, y, por último, la dependencia del tipo de variables de entrada específicas. Un ejemplo del último caso sería que, dado el tipo de día, ya sea entre semana o fin de semana, eso no tendría mucho efecto en las redes de los hospitales, pero sería un factor importante en el perfil de carga de las redes de las viviendas residenciales. ^{[ 66 ] [ 67 ] [ 68 ] [ 69 ] [ 70 ]}

procesos de Markov

A medida que la energía eólica sigue ganando popularidad, se convierte en un componente esencial para los estudios realistas de redes eléctricas. El almacenamiento fuera de línea, la variabilidad del viento, la oferta, la demanda, los precios y otros factores pueden modelarse como un juego matemático. El objetivo es desarrollar una estrategia ganadora. Se han utilizado procesos de Markov para modelar y estudiar este tipo de sistema. ^{[ 71 ]}

En 2009, la industria de redes inteligentes de EE. UU. estaba valorada en aproximadamente 21.400 millones de dólares; para 2014, superará los 42.800 millones de dólares. Dado el éxito de las redes inteligentes en EE. UU., se espera que el mercado mundial crezca a un ritmo más rápido, pasando de 69.300 millones de dólares en 2009 a 171.400 millones de dólares en 2014. Los segmentos que más se beneficiarán serán los vendedores de hardware de medición inteligente y los fabricantes de software utilizado para transmitir y organizar la enorme cantidad de datos recopilados por los contadores. ^{[ 72 ]}

Un estudio de 2011 del Electric Power Research Institute concluye que la inversión en una red inteligente en EE. UU. costará hasta 476 mil millones de dólares en 20 años, pero proporcionará hasta 2 billones de dólares en beneficios para los clientes durante ese tiempo. ^{[ 73 ]} En 2015, el Foro Económico Mundial informó que se necesita una inversión transformadora de más de 7,6 billones de dólares por parte de los miembros de la OCDE durante los próximos 25 años (o 300 mil millones de dólares por año) para modernizar, expandir y descentralizar la infraestructura eléctrica, siendo la innovación técnica clave para la transformación. ^{[ 74 ]} Un estudio de 2019 de la Agencia Internacional de Energía estima que el valor actual (depreciado) de la red eléctrica de EE. UU. es de más de 1 billón de dólares. El costo total de reemplazarla con una red inteligente se estima en más de 4 billones de dólares. Si las redes inteligentes se implementan completamente en todo EE. UU., el país espera ahorrar 130 mil millones de dólares anuales. ^{[ 75 ]}

Dado que los clientes pueden elegir a sus proveedores de electricidad según sus diferentes tarifas, aumentará la importancia de los costes de transporte. La reducción de los costes de mantenimiento y sustitución impulsará un control más avanzado.

Una red inteligente limita con precisión la energía eléctrica hasta el nivel residencial, conecta en red dispositivos de generación y almacenamiento de energía distribuidos a pequeña escala, comunica información sobre el estado operativo y las necesidades, recopila información sobre precios y condiciones de la red, y traslada la red más allá del control centralizado a una red colaborativa. ^{[ 76 ]}

Si bien la modernización de las redes eléctricas en redes inteligentes permite la optimización de los procesos cotidianos, una red inteligente, al estar en línea, puede ser vulnerable a los ciberataques. ^{[ 79 ] [ 80 ] [ 81 ]} Los transformadores que aumentan el voltaje de la electricidad generada en las centrales eléctricas para su transmisión a larga distancia, las propias líneas de transmisión y las líneas de distribución que llevan la electricidad a sus consumidores son particularmente susceptibles. ^{[ 82 ]} Estos sistemas dependen de sensores que recopilan información del campo y luego la envían a los centros de control, donde los algoritmos automatizan los procesos de análisis y toma de decisiones. Estas decisiones se envían de vuelta al campo, donde el equipo existente las ejecuta. ^{[ 83 ]} Los hackers tienen el potencial de interrumpir estos sistemas de control automatizados, cortando los canales que permiten que se utilice la electricidad generada. ^{[ 82 ]} Esto se denomina ataque de denegación de servicio o DoS. También pueden lanzar ataques de integridad que corrompen la información que se transmite a través del sistema, así como ataques de desincronización que afectan el momento en que dicha información se entrega a la ubicación adecuada. ^{[ 83 ]} Además, los intrusos pueden acceder a través de sistemas de generación de energía renovable y contadores inteligentes conectados a la red, aprovechando vulnerabilidades más específicas o aquellas cuya seguridad no ha sido priorizada. Debido a que una red inteligente tiene una gran cantidad de puntos de acceso, como los contadores inteligentes, defender todos sus puntos débiles puede resultar difícil. ^{[ 79 ]} Las Amenazas Persistentes Avanzadas (APT) han evolucionado para atacar las redes inteligentes reprogramando los Controladores Lógicos Programables (PLC) para mostrar condiciones operativas "normales" falsas a los operadores mientras causan daños físicos. Para contrarrestar estas vulnerabilidades, los expertos recomiendan pasar de la segmentación de red tradicional a la "microsegmentación" y adoptar modelos de "confianza cero" que requieren verificación en cada capa de la infraestructura. ^{[ 84 ]}

También existe preocupación por la seguridad de la infraestructura, principalmente la relacionada con la tecnología de comunicaciones. Las preocupaciones se centran principalmente en la tecnología de comunicaciones que constituye el núcleo de la red inteligente. Diseñada para permitir el contacto en tiempo real entre las empresas de servicios públicos y los contadores en los hogares y negocios de los clientes, existe el riesgo de que estas capacidades puedan ser explotadas para acciones delictivas o incluso terroristas. ^{[ 12 ]} Una de las capacidades clave de esta conectividad es la capacidad de desconectar remotamente el suministro eléctrico, lo que permite a las empresas de servicios públicos interrumpir o modificar de forma rápida y sencilla el suministro a los clientes que no pagan. Esto es sin duda una gran ventaja para los proveedores de energía, pero también plantea importantes problemas de seguridad. ^{[ 85 ]} Los ciberdelincuentes ya se han infiltrado en la red eléctrica de EE. UU. en numerosas ocasiones. ^{[ 86 ]} Además de la infiltración informática, también existe la preocupación de que el malware informático como Stuxnet , que atacó los sistemas SCADA ampliamente utilizados en la industria, pueda utilizarse para atacar una red inteligente. ^{[ 87 ]}

El robo de electricidad es una preocupación en Estados Unidos, donde los contadores inteligentes que se están implementando utilizan tecnología de radiofrecuencia para comunicarse con la red de transmisión eléctrica. Personas con conocimientos de electrónica pueden diseñar dispositivos de interferencia para que el contador inteligente registre un consumo inferior al real. De manera similar, esta misma tecnología puede emplearse para simular que la energía que consume el usuario está siendo utilizada por otro cliente, lo que incrementa su factura.

Los daños causados ​​por un ciberataque bien ejecutado y de gran magnitud podrían ser extensos y duraderos. La reparación de una subestación eléctrica inutilizada podría tardar entre nueve días y más de un año, dependiendo de la naturaleza del ataque. También puede provocar un apagón de varias horas en un radio reducido. Podría tener un efecto inmediato en la infraestructura de transporte, ya que los semáforos y otros mecanismos de enrutamiento, así como los equipos de ventilación de las vías subterráneas, dependen de la electricidad. ^{[ 88 ]} Además, la infraestructura que depende de la red eléctrica, incluidas las plantas de tratamiento de aguas residuales, el sector de las tecnologías de la información y los sistemas de comunicaciones, podría verse afectada. ^{[ 88 ]}

El ciberataque a la red eléctrica de Ucrania en diciembre de 2015 , el primero registrado de este tipo, interrumpió los servicios a casi un cuarto de millón de personas al dejar fuera de servicio las subestaciones. ^{[ 89 ] [ 90 ]} El Consejo de Relaciones Exteriores ha señalado que los Estados son los más propensos a ser los perpetradores de un ataque de este tipo, ya que tienen acceso a los recursos para llevarlo a cabo a pesar de la gran dificultad que implica. Las intrusiones cibernéticas pueden utilizarse como parte de una ofensiva mayor, militar o de otro tipo. ^{[ 90 ]} Algunos expertos en seguridad advierten que este tipo de evento es fácilmente escalable a redes en otros lugares. ^{[ 91 ]} La compañía de seguros Lloyd's de Londres ya ha modelado el resultado de un ciberataque a la Interconexión Oriental , que tiene el potencial de afectar a 15 Estados, dejar a 93 millones de personas sin electricidad y costar a la economía del país entre 243 mil millones y 1 billón de dólares en diversos daños. ^{[ 92 ]}

Según el Subcomité de Desarrollo Económico, Edificios Públicos y Gestión de Emergencias de la Cámara de Representantes de EE. UU., la red eléctrica ya ha sufrido un número considerable de intrusiones cibernéticas, con dos de cada cinco dirigidas a incapacitarla. ^{[ 82 ]} Por ello, el Departamento de Energía de EE. UU. ha priorizado la investigación y el desarrollo para disminuir la vulnerabilidad de la red eléctrica a los ciberataques, citándolos como un "peligro inminente" en su Revisión Cuatrienal de Energía de 2017. ^{[ 93 ]} El Departamento de Energía también ha identificado la resistencia a los ataques y la autorreparación como claves principales para garantizar que la red inteligente actual sea a prueba de futuro. ^{[ 83 ]} Si bien ya existen regulaciones, a saber, las Normas de Protección de Infraestructura Crítica introducidas por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, un número significativo de ellas son sugerencias en lugar de mandatos. ^{[ 90 ]} La mayoría de las instalaciones y equipos de generación, transmisión y distribución de electricidad son propiedad de entidades privadas, lo que complica aún más la tarea de evaluar el cumplimiento de dichas normas. ^{[ 93 ]} Además, incluso si las empresas de servicios públicos quieren cumplir plenamente, pueden descubrir que es demasiado costoso hacerlo. ^{[ 90 ]}

Algunos expertos sostienen que el primer paso para reforzar las ciberdefensas de la red eléctrica inteligente consiste en realizar un análisis exhaustivo de riesgos de la infraestructura existente, incluyendo la investigación del software, el hardware y los procesos de comunicación. Además, dado que las intrusiones pueden proporcionar información valiosa, sería útil analizar los registros del sistema y otros registros para determinar su naturaleza y momento. Entre las debilidades comunes ya identificadas mediante estos métodos por el Departamento de Seguridad Nacional se incluyen la mala calidad del código, la autenticación inadecuada y las reglas débiles del cortafuegos. Una vez completado este paso, algunos sugieren que conviene analizar las posibles consecuencias de los fallos o deficiencias mencionados. Esto incluye tanto las consecuencias inmediatas como los efectos en cascada de segundo y tercer orden en sistemas paralelos. Finalmente, se pueden implementar soluciones de mitigación de riesgos, que pueden incluir la simple corrección de deficiencias de la infraestructura o estrategias novedosas, para abordar la situación. Algunas de estas medidas incluyen la recodificación de los algoritmos del sistema de control para que sean más resistentes y se recuperen mejor de los ciberataques, o técnicas preventivas que permitan una detección más eficiente de cambios inusuales o no autorizados en los datos. Las estrategias para tener en cuenta el error humano que puede comprometer los sistemas incluyen capacitar a quienes trabajan en el campo para que desconfíen de las unidades USB extrañas, que pueden introducir malware si se insertan, incluso si solo es para verificar su contenido. ^{[ 83 ]}

Otras soluciones incluyen la utilización de subestaciones de transmisión, redes SCADA con recursos limitados, el intercambio de datos basado en políticas y la certificación para contadores inteligentes con recursos limitados.

Las subestaciones de transmisión utilizan tecnologías de autenticación de firma de un solo uso y construcciones de cadena hash unidireccionales. Estas limitaciones se han subsanado posteriormente con la creación de una tecnología de firma y verificación rápida y el procesamiento de datos sin almacenamiento en búfer. ^{[ 94 ]}

Se ha desarrollado una solución similar para redes SCADA con recursos limitados. Esta consiste en aplicar un código de autenticación de mensajes basado en hash a flujos de bytes, convirtiendo la detección de errores aleatorios disponible en los sistemas heredados en un mecanismo que garantiza la autenticidad de los datos. ^{[ 94 ]}

El intercambio de datos basado en políticas utiliza mediciones de la red eléctrica de grano fino sincronizadas con el reloj GPS para proporcionar mayor estabilidad y fiabilidad a la red. Esto se logra mediante requisitos de sincrofasores recopilados por las PMU. ^{[ 94 ]}

La certificación de contadores inteligentes con recursos limitados presenta, sin embargo, un desafío ligeramente diferente. Uno de los mayores problemas radica en que, para prevenir el robo de energía y ataques similares, los proveedores de ciberseguridad deben garantizar la autenticidad del software de los dispositivos. Para solucionar este problema, se ha creado e implementado una arquitectura para redes inteligentes con recursos limitados a un nivel bajo en el sistema embebido. ^{[ 94 ]}

El sistema de protección de una red inteligente proporciona análisis de confiabilidad de la red, protección contra fallas y servicios de seguridad y protección de la privacidad. Si bien la infraestructura de comunicación adicional de una red inteligente proporciona mecanismos adicionales de protección y seguridad, también presenta el riesgo de ataques externos y fallas internas. En un informe sobre ciberseguridad de la tecnología de redes inteligentes, publicado por primera vez en 2010 y actualizado posteriormente en 2014, el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de EE. UU . señaló que la capacidad de recopilar más datos sobre el consumo de energía de los contadores inteligentes de los clientes también plantea importantes preocupaciones sobre la privacidad, ya que la información almacenada en el contador, que es potencialmente vulnerable a filtraciones de datos , puede ser utilizada para extraer detalles personales de los clientes. ^{[ 95 ]}

Diversos sistemas de redes inteligentes tienen funciones duales. Esto incluye los sistemas de infraestructura de medición avanzada que, al utilizarse con software específico, permiten detectar el robo de energía y, por eliminación, identificar dónde se han producido fallos en los equipos. Estas funciones se suman a sus funciones principales de eliminar la necesidad de lectura manual de contadores y medir el tiempo de consumo eléctrico.

Se estima que las pérdidas mundiales de energía, incluyendo el robo, ascienden a doscientos mil millones de dólares anuales. ^{[ 99 ]}

El robo de electricidad también representa un desafío importante para brindar un servicio eléctrico confiable en los países en desarrollo. ^{[ 40 ]}

El primer ejemplo, y uno de los más grandes, de una red inteligente es el sistema italiano instalado por Enel SpA. Completado en 2005, el proyecto Telegestore fue muy singular en el sector energético, ya que la empresa diseñó y fabricó sus propios contadores, actuó como integrador de sistemas y desarrolló su propio software. El proyecto Telegestore está considerado como el primer uso a escala comercial de la tecnología de redes inteligentes en el hogar, y genera ahorros anuales de 500 millones de euros con un coste total del proyecto de 2100 millones de euros. ^{[ 20 ]}

Uno de los programas de despliegue más grandes del mundo hasta la fecha es el Programa de Redes Inteligentes del Departamento de Energía de EE. UU., financiado por la Ley de Recuperación y Reinversión Estadounidense de 2009. Este programa requirió financiación complementaria de las empresas de servicios públicos. Se invirtieron más de 9 mil millones de dólares en fondos públicos y privados como parte de este programa. Las tecnologías incluyeron infraestructura de medición avanzada, que comprende más de 65 millones de medidores inteligentes avanzados, sistemas de interfaz con el cliente, automatización de distribución y subestaciones, sistemas de optimización de voltaje/VAR, más de 1000 sincrofasores , clasificación dinámica de líneas , proyectos de ciberseguridad, sistemas avanzados de gestión de distribución, sistemas de almacenamiento de energía y proyectos de integración de energías renovables. Este programa consistió en subvenciones de inversión (con contrapartida), proyectos de demostración, estudios de aceptación del consumidor y programas de capacitación laboral. Los informes de todos los programas de las empresas de servicios públicos, así como los informes de impacto general, se completarán para el segundo trimestre de 2015.

En Estados Unidos, la Ley de Política Energética de 2005 y el Título XIII de la Ley de Independencia y Seguridad Energética de 2007 proporcionan financiación para fomentar el desarrollo de redes inteligentes. El objetivo es permitir que las empresas de servicios públicos predigan mejor sus necesidades y, en algunos casos, involucren a los consumidores en una tarifa por franjas horarias. También se han asignado fondos para desarrollar tecnologías de control de energía más robustas. ^{[ 100 ] [ 101 ]}

En Estados Unidos, la ciudad de Austin, Texas , lleva trabajando en la construcción de su red eléctrica inteligente desde 2003, cuando su compañía eléctrica sustituyó por primera vez un tercio de sus contadores manuales por contadores inteligentes que se comunican mediante una red de malla inalámbrica . Actualmente gestiona 200 000 dispositivos en tiempo real (contadores inteligentes, termostatos inteligentes y sensores en toda su área de servicio) y prevé dar soporte a 500 000 dispositivos en tiempo real en 2009, prestando servicio a 1 millón de consumidores y 43 000 empresas. ^{[ 102 ]}

Boulder, Colorado , completó la primera fase de su proyecto de red inteligente en agosto de 2008. Ambos sistemas utilizan el contador inteligente como puerta de enlace a la red de automatización del hogar (HAN) que controla los enchufes y dispositivos inteligentes. Algunos diseñadores de HAN prefieren desacoplar las funciones de control del contador, por temor a futuras incompatibilidades con los nuevos estándares y tecnologías disponibles en el dinámico sector de los dispositivos electrónicos domésticos. ^{[ 103 ]}

Hydro One , en Ontario , Canadá, está inmersa en una iniciativa de red inteligente a gran escala, implementando una infraestructura de comunicaciones compatible con los estándares de Trilliant. Para finales de 2010, el sistema dará servicio a 1,3 millones de clientes en la provincia de Ontario. La iniciativa ganó el premio a la "Mejor Iniciativa de Automatización Móvil (AMR) en Norteamérica" ​​otorgado por Utility Planning Network. ^{[ 104 ]}

Île d'Yeu inició un programa piloto de dos años en la primavera de 2020. Veintitrés viviendas en el barrio de Ker Pissot y sus alrededores se interconectaron mediante una microrred automatizada como red inteligente con software de Engie . Se instalaron sesenta y cuatro paneles solares con una capacidad máxima de 23,7  kW en cinco viviendas y una batería con una capacidad de almacenamiento de 15 kWh en una de ellas. Seis viviendas almacenan el excedente de energía solar en sus calentadores de agua. Un sistema dinámico distribuye la energía suministrada por los paneles solares y la almacenada en la batería y los calentadores de agua entre las 23 viviendas. El software de la red inteligente actualiza dinámicamente la oferta y la demanda de energía en intervalos de 5 minutos, decidiendo si extraer energía de la batería o de los paneles y cuándo almacenarla en los calentadores de agua. Este programa piloto fue el primero de su tipo en Francia. ^{[ 105 ] [ 106 ]}

La ciudad de Mannheim, en Alemania, está utilizando comunicaciones de banda ancha por línea eléctrica (BPL) en tiempo real en su proyecto de ciudad modelo "MoMa". ^{[ 107 ]}

Sydney , también en Australia, en colaboración con el Gobierno australiano, implementó el programa Smart Grid, Smart City. ^{[ 108 ]}

InovGrid es un proyecto en Évora , Portugal, que busca dotar a la red eléctrica de información y dispositivos para automatizar su gestión, mejorar la calidad del servicio, reducir los costes operativos, promover la eficiencia energética y la sostenibilidad ambiental, e incrementar la penetración de energías renovables y vehículos eléctricos. Será posible controlar y gestionar el estado de toda la red de distribución eléctrica en cualquier momento, permitiendo a los proveedores y empresas de servicios energéticos utilizar esta plataforma tecnológica para ofrecer a los consumidores información y productos y servicios energéticos de valor añadido. Este proyecto de instalación de una red energética inteligente sitúa a Portugal y a EDP a la vanguardia de la innovación tecnológica y la prestación de servicios en Europa. ^{[ 109 ] [ 110 ]}

En los denominados proyectos E-Energy , varias empresas de servicios públicos alemanas están creando los primeros núcleos en seis regiones modelo independientes. Un concurso tecnológico seleccionó estas regiones modelo para llevar a cabo actividades de investigación y desarrollo con el objetivo principal de crear una "Internet de la Energía". ^{[ 111 ]}

Uno de los primeros intentos de implementación de tecnologías de "red inteligente" en los Estados Unidos fue rechazado en 2009 por los reguladores de electricidad en la Mancomunidad de Massachusetts , un estado de EE. UU . ^{[ 112 ]} Según un artículo del Boston Globe , la subsidiaria de Northeast Utilities, Western Massachusetts Electric Co., intentó crear un programa de "red inteligente" utilizando subsidios públicos que cambiaría a los clientes de bajos ingresos de facturación pospago a prepago (usando " tarjetas inteligentes ") además de tarifas "premium" especiales aumentadas para la electricidad consumida por encima de una cantidad predeterminada. ^{[ 112 ]} Este plan fue rechazado por los reguladores porque "erosionaba importantes protecciones para los clientes de bajos ingresos contra los cortes". ^{[ 112 ]} Según el Boston Globe , el plan " se dirigía injustamente a los clientes de bajos ingresos y eludía las leyes de Massachusetts destinadas a ayudar a los consumidores con dificultades a mantener la luz encendida". ^{[ 112 ]} Un portavoz de un grupo ambientalista que apoya los planes de redes inteligentes y, en particular, el mencionado plan de "red inteligente" de Western Massachusetts Electric, declaró: "Si se utiliza correctamente, la tecnología de redes inteligentes tiene un gran potencial para reducir la demanda máxima, lo que nos permitiría cerrar algunas de las centrales eléctricas más antiguas y contaminantes... Es una herramienta". ^{[ 112 ]}

El consorcio eEnergy Vermont ^{[ 113 ]} es una iniciativa estatal estadounidense en Vermont , financiada en parte a través de la Ley de Recuperación y Reinversión Estadounidense de 2009 , en la que todas las empresas de servicios eléctricos del estado han adoptado rápidamente una variedad de tecnologías de redes inteligentes, incluido el despliegue de infraestructura de medición avanzada en aproximadamente el 90 %, y actualmente están evaluando una variedad de estructuras tarifarias dinámicas.

En los Países Bajos se inició un proyecto a gran escala (>5000 conexiones, >20 socios) para demostrar tecnologías, servicios y casos de negocio de redes inteligentes integradas. ^{[ 114 ]}

EPB en Chattanooga, TN, es una empresa de servicios eléctricos de propiedad municipal que comenzó la construcción de una red inteligente en 2008, recibiendo una subvención de $111,567,606 del Departamento de Energía de EE. UU. en 2009 para acelerar la construcción e implementación (para un presupuesto total de $232,219,350). El despliegue de interruptores de línea eléctrica (1170 unidades) se completó en abril de 2012, y el despliegue de medidores inteligentes (172,079 unidades) se completó en 2013. El sistema troncal de fibra óptica de la red inteligente también se utilizó para proporcionar la primera conexión a internet de velocidad gigabit a clientes residenciales en los EE. UU. a través de la iniciativa Fibra hasta el Hogar, y ahora los residentes tienen acceso a velocidades de hasta 10 gigabits por segundo. Se estima que la red inteligente ha reducido los cortes de energía en un promedio del 60%, ahorrando a la ciudad alrededor de 60 millones de dólares anuales. También ha reducido la necesidad de desplazamientos de camiones para inspeccionar y solucionar fallas, lo que ha resultado en una reducción estimada de 630 000 millas recorridas por camiones y 4,7 millones de libras de emisiones de carbono. En enero de 2016, EPB se convirtió en el primer sistema importante de distribución de energía en obtener la certificación de Excelencia en el Desempeño en Renovación de Electricidad (PEER). ^{[ 115 ] [ 116 ] [ 117 ] [ 118 ]}

En algunos casos, las implementaciones utilizan el estándar OpenADR para la reducción de la carga y la disminución de la demanda durante los períodos de mayor demanda.