La red eléctrica se transforma poco a poco, pero de forma profunda: más renovables, más activos conectados, más complejidad y menos tiempo para reaccionar. En este escenario, la pregunta ya no es solo cómo generar más capacidad, sino cómo dotar de inteligencia a cada nodo del sistema. De ello habló David Purón, CEO y cofundador de Barbara, en Tinku Energía y Sostenibilidad, el programa que presenta Aránzazu Rodríguez Ruiz, donde defendió que el futuro de la red pasa por llevar la capacidad de decisión al propio punto de conexión mediante edge computing e inteligencia artificial distribuida.
Barbara, compañía española fundada en 2016 y con presencia en 23 países, se especializa en edge computing para industria y ayuda a desplegar y orquestar aplicaciones y modelos de inteligencia artificial sobre infraestructura distribuida como redes eléctricas, plantas o subestaciones. Su tesis es clara: una red cada vez más capilar no puede seguir tomando todas sus decisiones desde un único centro de control.
Qué es el edge computing aplicado a la infraestructura crítica
Purón partió de una distinción básica entre sensores que solo miden y activos capaces de procesar información y decidir cerca del punto de actuación. La red de transporte está relativamente centralizada, con unos pocos cientos de subestaciones y decisiones que se toman de forma central. El problema aparece al bajar hacia la red de distribución, donde los centros de transformación se cuentan por miles y cada uno alberga decenas de activos. El resultado son cientos de miles o incluso millones de puntos generando información de manera simultánea.
En ese contexto, el edge computing consiste en procesar los datos lo más abajo posible en la red, en los propios equipos de usuario o en los centros de transformación de media y baja tensión, en lugar de enviarlos a un sistema central en la nube. Según explicó, no se trata tanto de una opción como de una necesidad: en una red distribuida y cada vez más compleja, o se procesan los datos en la propia red o la gestión centralizada resulta inviable.
Ciberseguridad, coste y fiabilidad: por qué no todo puede ir al centro de control
El directivo detalló tres motivos por los que conectar millones de activos a un sistema central no es óptimo. El primero es la ciberseguridad: cuantos más activos se conectan, más difícil resulta hacerlo de forma segura y más fácil es dejar una brecha por la que pueda colarse un actor malicioso. El segundo es el coste, porque enlazar cientos de miles de puntos distribuidos dispara el gasto en comunicaciones e instalaciones. El tercero es la fiabilidad, ya que mover volúmenes enormes de datos aumenta el riesgo de caídas de red.
Procesar la información en el punto donde se genera invierte esos tres factores: incrementa la ciberseguridad, reduce el coste de operación y aumenta la fiabilidad del sistema. Por eso, señaló, prácticamente todos los distribuidores eléctricos estudian ya cómo introducir edge computing en sus centros de transformación y en sus instalaciones de autoconsumo, esos puntos tan distribuidos donde conectarlos a un sistema central resulta directamente inviable.
Flexibilidad energética: las decisiones que bajan al centro de transformación
Preguntado por qué decisiones tiene sentido mantener centralizadas y cuáles conviene llevar al punto de conexión, Purón situó la flexibilidad energética como caso paradigmático. Dotar a los consumidores de capacidad para verter energía a la red desde sus instalaciones de autoconsumo o para almacenar en sus baterías implica gestionar activos distribuidos, y esas decisiones se toman mejor a nivel de centro de transformación, allí donde se concentra la demanda de un área concreta y donde realmente pasan las cosas.
Ese salto, matizó, depende de que la regulación lo acompañe. La conversación aludió al avance del sandbox regulatorio como vía para probar estos modelos, un terreno que la presentadora del programa reconoció conocer de cerca. La flexibilidad, concluyó, será un punto fundamental en cuanto quede bien instaurada desde el punto de vista normativo.
La barrera cultural y la confianza en la inteligencia artificial
Entre las barreras para la adopción, Purón evitó cargar contra la regulación y puso el foco en la ciberseguridad y, sobre todo, en el miedo. Al tratarse de una red crítica, la idea de que algoritmos de inteligencia artificial controlen las protecciones de una subestación genera recelo. Frente a ello, defendió que la tecnología ha madurado: «la inteligencia artificial está avanzando a una velocidad que ya podemos decir que en muchos casos es más fiable que un humano», afirmó, en referencia a pilotos avanzados de protecciones virtuales monitorizadas por modelos de IA.
El obstáculo, insistió, es con frecuencia interno. Muchas distribuidoras razonan que llevan treinta o cuarenta años operando de una determinada manera y que, al ser una red crítica, no conviene cambiarla. Su respuesta fue pragmática: se puede operar de forma mucho más eficiente con la tecnología actual, siempre pilotando bajo condiciones de seguridad controladas. «Quien no prueba pues no avanza», resumió. También reivindicó que en España existen distribuidoras pequeñas muy avanzadas que van por delante de la innovación incluso frente a compañías europeas y estadounidenses.
Convivir con el legacy: virtualizar el centro de transformación
La escalabilidad choca con una realidad técnica: en los activos conviven equipos legacy muy antiguos con equipos nuevos, de distintos fabricantes y protocolos. Aquí Purón describió proyectos de virtualización del centro de transformación, que consisten en sustituir el conjunto de equipos dedicados —uno haciendo de RTU, otro de DCU, otro de concentrador, otro de protección— por un único equipo de edge computing que asume todas esas funciones.
Para ilustrarlo recurrió a una analogía cotidiana: «antes teníamos muchos juegos de mesa y ahora lo que tienes es un móvil donde te descargas los juegos». El futuro que dibujó es un equipo muy pequeño en la subestación ejecutando todas las tareas. Hasta llegar ahí subrayó la necesidad de convivencia y transición, con ambos sistemas funcionando de forma redundante para dar seguridad. Una plataforma agnóstica en hardware como la de Barbara permite conectar, controlar y monitorizar equipos de todos los fabricantes y, a la vez, alojar los modelos de IA que los mejoren o acaben sustituyéndolos. Mencionó además iniciativas del sector como E4S (Edge for Secondary Substations), que empujan esa transformación para que el centro de transformación, hoy un activo simple, llegue a ser tan inteligente como una subestación de alta tensión.
De años a semanas: la velocidad como propuesta de valor
El mayor cambio, según Purón, está en la velocidad a la que puede evolucionar la red cuando la gestión y la actualización de aplicaciones se hacen en remoto, sin desplazar equipos al terreno. Sobre hardware antiguo, pedir a un fabricante un cambio tan sencillo como monitorizar un parámetro adicional puede implicar procesos de desarrollo, validación y pruebas que se prolongan años. Un sistema de edge computing basado en software permite hacer y certificar esos cambios en semanas y, ante incidentes como un apagón, adoptar medidas en cuestión de días en lugar de años.
Esa capacidad de iterar rápido es, en su opinión, lo que convertirá a la red en un sistema verdaderamente adaptable. La entrevista en Tinku Energía y Sostenibilidad dejó una idea de fondo que interpela por igual a distribuidoras, reguladores e inversores del sector: la transición no es solo cuestión de más capacidad, sino de más inteligencia en cada nodo. Un enfoque que, en palabras de Purón, «va a permitir hacer de la red eléctrica algo realmente inteligente, distribuido y escalable».
