ElecGas Digital 2020

Cristián Solís, gerente general de Editec, inaugurando la versión digital de ElecGas 2020.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

XIX VERSIÓN Servicios Complementarios fueron eje de

ElecGas 2020

Este fue un tema transversal visto en los módulos de la conferencia, que por primera vez en su historia se realizó en una versión digital, registrando a cerca de 700 personas conectadas en sus dos jornadas.

EL APORTE FUNDAMENTAL QUE CUMPLE el sector energético para la recuperación productiva y económica del país fue el principio rector con que se llevó a cabo la XIX versión del Encuentro Energético ElecGas 2020, la cual por primera vez en su historia se transmitió a distancia, debido a las condiciones sanitarias impuestas por la actual pandemia de Covid-19.

La conferencia anotó cerca de 700 conectados en sus dos jornadas, la cual se dio inicio con la intervención del subsecretario de Energía, Francisco López, quien destacó la contribución de la industria a la llamada recuperación verde. “Seguimos siendo protagonistas del desarrollo del país, pues en el sector tenemos 115 centrales de generación y 47 proyectos de transmisión que están en construcción, que tienen una cifra superior a los US$14.000 millones de inversión, además en este año los proyectos en evaluación ambiental superan los US$19.000 millones, lo que sin duda son cifra muy impresionantes que dan cuenta de cómo pese a la pandemia, el sector de energía ha sido tremendamente activo”.

La autoridad también enumeró las principales iniciativas que impulsan en materia regulatoria para el sector, como el proyecto de portabilidad eléctrica, que forma parte de la reforma a la distribución.

Este tema fue abordado en el módulo “La nueva cara de la distribución”, donde los participantes concordaron en la idea de contar con un diseño regulatorio descentralizado, especialmente para la

implementación de medidores inteligentes en el sector residencial en el segmento de la distribución.

Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G. sostuvo que en el sector habrá una coincidencia para avanzar en redes inteligentes, lo que implicará el reconocimiento de” diseños regulatorios que consideren la toma de decisiones descentralizadas”, agregando que será necesario un esfuerzo público-privado.

“Esto es algo que no necesariamente va a tener que venir impuesto por una regulación ni por un proyecto piloto de algún privado, sino que va a tener que ser una estrategia conjunta en la cual se pueda avanzar, implicando dimensiones educacionales e informativas”, afirmó.

A su juicio, “la decisión regulatoria debe ser mucho más descentralizada de lo que tenemos hoy día, porque el modelo centralizado en generación, transmisión y distribución es justamente el que se está dejando de lado con las mega tendencias de la transición energética”.

Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indicó que el esquema descentralizado en la toma de decisiones está contemplado en el proyecto de recursos distribuidos de la Ley Larga de Distribución, especialmente con la incorporación de los Medios Energéticos Distribuidos, lo que se suma a la introducción de otros actores que pueden proveer nuevos beneficios, junto al comercializador, “permitiendo nuevas categorías de servicios y estructuras de tarificación, lo que permitirá aprovechar los beneficios de la medición inteligente”.

Y agregó: “Tal como aparece en la Norma Técnica está el diseño voluntario y descentralizado para la incorporación paulatina de este tipo de tecnología en los medidores de las casas”.

Alejandro Navarro, director de Systep y profesor de Sistemas de Distribución y Redes Inteligentes de la Universidad de Chile, coincidió con este tema, señalando también la necesidad de contar con la observabilidad de la red, para conocer el estado de las redes para las distintas tecnologías y productos que vayan apareciendo.

“Hoy día todas las redes son distintas en los territorios, donde la densidad de clientes de Enel es de 100 clientes por kilómetro, mientras que en el sector de cooperativas es de 5,9 clientes, por lo que en un modelo descentralizado debiesen ser las mismas distribuidoras, conversando con la comunidad y la autoridad, las que faciliten esta opción de los medidores inteligentes, en función de las necesidades de cada una de las localidades”.

Transmisión

La descentralización también fue abordada en el módulo “Transmisión, perspectiva a futuro”, donde Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) señaló la necesidad de

Módulo 2 “Flexibilidad: Luces y Sombras”: Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex; Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-AG; Francisco Martínez, jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía; Jorge Moreno, consultor de Inodú, y Francesca Milani, presidenta de Acenor A.G.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD.

mejorar el proceso de expansión de planificación centralizada que tenemos en Chile, mencionando que actualmente las obras de transmisión se realizan a través del artículo 102 que permite “saltarse” el plan central, para hacer proyectos urgentes, lo que demuestra que el plan central no está dando cuenta de las necesidades de inversión y eso pasa para las necesidades de la generación renovable de gran escala y se acentúa mucho más para la generación distribuida”.

A su juicio, el proceso actual es burocrático, que toma mucho más de un año, entre que las obras se promueven, se deciden, pasan a un decreto, se licitan, adjudican y después pasan a construirse, por lo que este es el centro de la discusión.