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SEPTIEMBRE ES UN MES que se caracteriza por estar vinculado a hitos de nuestra historia, siendo quizás el más representativo en la lista la celebración de Fiestas Patrias. Pero es, también, ese plazo icónico, aquella última chance para hacer borrón y cuenta nueva, y el momento en que muchos pronuncian el tradicional “veámoslo después del 18”; todo lo cual supone la oportunidad de dar vuelta la página, reiniciar el notebook y enmendar el rumbo en lo que resta del año. Sin embargo, otro tema palpita profundo en el sector, cual es la reforma al sistema de distribución eléctrica. Se trata de una discusión larga, con ribetes técnicos, económicos y legislativos, y donde aún no existe acuerdo total en cuanto a la forma de abordarla desde el punto de vista de su estructura.

Y así también ha sido para el sector energético. Porque, sin duda, el noveno mes de año ha estado cargado de hitos y definiciones. Luego del plebiscito, en el primer cambio de gabinete del Presidente Gabriel Boric, las piezas se movieron también en la cartera de Energía, donde se produjo la salida de Claudio Huepe y la llegada de Diego Pardow, quien hasta entonces se desempeñaba como asesor del Segundo Piso de La Moneda.

“La reforma al sistema de distribución No obstante, sí hay consenso ha sido una discusión larga, con ribeen otros temas del debate, tes técnicos, económicos y legislativos, como por ejemplo la necesidad y donde aún no existe acuerdo total de modernizar y digitalizar las sobre la forma de abordarla desde el redes físicas, la integración de punto de vista de su estructura”. los recursos distribuidos (paneles solares y sistemas de almacenamiento, entre otros) y generar las condiciones para que el cliente tenga un rol más participativo, que favorezca su interacción con la red.

Por otra parte, la actual administración definió que su prioridad en materia legislativa sería el proyecto de ley de Almacenamiento y Electromovilidad. Lo anterior, con el objetivo de que el país avance hacia un sistema eléctrico más verde y más resiliente.

Adicionalmente, al fin se publicó el reglamento de la ley de Eficiencia Energética, que establece la obligatoriedad de reportar sus consumos energéticos a los grandes consumidores y a los organismos públicos. Así, se concreta un avance en el desarrollo de aquello que hoy ya se considera como una fuente de energía más.

Todo ello, con la mirada puesta en 2030, plazo que en país se fijó para el cumplimiento de metas significativas: la desconexión total del parque termoeléctrico a carbón y el aumento de la capacidad de la matriz eléctrica en 25 GW.

Con todo, el sector avanza hacia un modelo de sistema eléctrico más “inteligente”, no solo por el uso de este tipo de medidores y equipos, sino también porque se está buscando hacer una gestión eficiente de todos los recursos disponibles. En esto, por supuesto, incluyendo las relaciones, lo que se evidencia en el esfuerzo de la cartera por relevar el trabajo público-privado.

Diálogo del todo necesario, considerando el surgimiento de un factor de riesgo externo al cual habrá que estar atentos: la guerra en Ucrania y sus eventuales consecuencias sobre el abastecimiento energético de Chile. Específicamente, con relación a las importaciones de gas.

REFORMA A LA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: Construyendo redes

inteligentes

Tres consultores y una asociación gremial entregan sus visiones sobre este proceso, donde se destaca la necesidad de hacer redes más resilientes, a través de su digitalización y modernización, y de un nuevo rol para el consumidor.

Foto: Gentileza Enel.

A juicio de expertos, las redes inteligentes representan el futuro para el sistema de transmisión eléctrica. ES UN TEMA QUE COMENZÓ a discutirse a fines de los años noventa; en que a lo largo del proceso se elaboró un proyecto de ley que hoy descansa en el Congreso; que a pesar de sus complejidades despierta consensos en varios de sus aspectos, y cuyo debate ha concitado la participación de expertos, legisladores, organismos sectoriales y, últimamente –como nuevo actor en escena–, el consumidor.

Se trata de la reforma al sistema distribución eléctrica, proceso respecto al que existe acuerdo transversal en que es necesario perfeccionar y actualizar. Esto, debido a varias razones, como la necesidad de elevar los estándares de la calidad del servicio, hacer las redes más resilientes y dotar al usuario final de un rol más participativo, derivado del surgimiento de medios distribuidos y en general de mecanismos “inteligentes” que favorecen su interacción con el sistema.

Recursos distribuidos

En la opinión de Rodrigo Castillo, socio de Táctica Abogados Consultores y académico de la UAI, uno de los principales fundamentos para llevar adelante la reforma es la necesidad de definir cuál es el rol de las redes físicas de distribución. “Hasta hace unos 20 años, las redes cumplían un rol unidireccional, es decir, simplemente llevar energía hasta los puntos de consumo y sin que el cliente tuviera un rol relevante ni interactuara con el sistema”, afirma.

No obstante, añade que con el tiempo surgieron los “recursos distribuidos”, expresión que agrupa a aquellos medios que permiten realizar generación distribuida, incluyéndose en esta clasificación a los paneles solares fotovoltaicos, baterías de almacenamiento y mecanismos que hagan posible gestionar la demanda. A su juicio, todo lo anterior “permite que el cliente tenga un rol no solo de receptor pasivo de la energía sino también pueda ejercer un papel mucho más activo interactuando con el sistema, ya sea devolviendo la energía en caso de que cuente con paneles solares o baterías en su vivienda o también en el caso de que el cliente pueda gestionar su propia demanda, de tal manera de prestarle servicios complementarios al sistema”.

El experto añade que ese tipo de prácticas se están masificando a nivel mundial: “Por ejemplo, si uno pudiera coordinar los equipos de aire acondicionado de 1.000 edificios, al apagar los dispositivos durante 3 minutos de forma centralizada probablemente no sería perceptible desde el punto de vista del confort de los usuarios, pero puede significar la posibilidad de ahorrar una enorme cantidad de energía, de almacenamiento o generación, en pos de un mejor aplanamiento de la curva de carga en un momento determinado”.

Por su parte, Rosa Serrano, consultora independiente y candidata a PhD, estima que la red de distribución debe ser una plataforma robusta y flexible que permita el abastecimiento de la demanda y el intercambio de servicios entre los agentes del mercado, garantizando el acceso abierto de los recursos distribuidos a las redes de distribución. “Esto implica eliminar aquellos elementos que puedan generar un desincentivo

Foto: Gentileza Táctica Abogados Consultores .

Rodrigo Castillo, socio de Táctica Abogados Consultores.

Se debe establecer un criterio de diseño y planificación de las redes que considere los recursos distribuidos”, Rodrigo Castillo, socio de Táctica Abogados Consultores.

por parte de las empresas distribuidoras a la conexión de recursos distribuidos y disminuir los niveles de especulación de los desarrolladores de proyecto”. Agrega que “asimismo, se requiere invertir en investigación, tecnología e innovación para determinar las soluciones costo-efectivas que permitan integrar estos recursos a la red y, por último, es necesario revisar el rol y la independencia del operador de redes de forma de garantizar el acceso abierto”.

Desde otra perspectiva, Juan Meriches, Director de Asuntos Públicos de Empresas Eléctricas, gremio que agrupa a las principales compañías de distribución de electricidad en Chile, expresa que “la generación distribuida supone un cambio paradigmático respecto a cuál es la función de la empresa distribuidora, que ya no será solo llevar energía de un punto a otro, sino que convertirse en una suerte de cluster que administre y coordine muchos servicios distintos en favor de una mayor eficiencia en el uso de los recursos”.

Asimismo, comenta que desde la entidad gremial opinan que la mayor cantidad de recursos distribuidos en la red, como autos eléctricos, generación distribuida y baterías, no solo genera que los clientes sean capaces de tener un rol distinto, “sino que también hace que la manera en cómo hasta hoy se han repartido los costos de la red, en función de cuánto ha consumido cada uno, ya no sea viable. Es decir, es necesario revisar la forma en que se encuentra tarificado ese uso, para asegurar un desarrollo sostenible y eventualmente masivo de dichos recursos”.

Para habilitar la transición

En el marco del debate sobre la reforma al sistema de distribución, ¿cuál debería ser el rol o función de las redes físicas?

Para Andrés Romero, Director de Valgesta Nueva Energía, la descentralización de la producción de electricidad y la oferta de servicios desde la demanda son aspectos claves de la transición energética, donde convivirán un mercado eléctrico centralizado y descentralizado. “Para que esto ocurra, se requerirán redes gestionables, que permitan la interacción de estos mercados, por lo que se deben transformar en redes inteligentes que lo hagan posible”, sostiene.

Por otro lado, Rosa Serrano comenta que es necesario garantizar el acceso abierto a las redes de distribución, avanzar en la independencia de su operación y velar por la transparencia en el manejo de datos relevantes para la prestación de esos servicios.

Desde otra mirada, Juan Meriches comenta que en el país se aprecia un notable incremento de la electrificación de los consumos energéticos, donde la electricidad ha ido reemplazando combustibles fósiles tanto a nivel de uso industrial como a nivel comercial y domiciliario, así como también a través

de la electromovilidad. “De igual manera, resulta necesario hacer frente a los desafíos relacionados con el proceso de descarbonización: la mayor penetración de energías renovables en la red, la masificación de la generación distribuida y el almacenamiento, y la necesidad de una mejor gestión de demanda, entre otros”, añade.

Para el ejecutivo, en este escenario de aceleración de la transición energética, la distribución eléctrica juega un rol clave: “Se hace necesario preparar las redes para esta transformación, incrementando los estándares de calidad, ofreciendo niveles de continuidad acordes a las exigencias de usuarios cada vez más electrificados y, además, aumentar la resiliencia frente a eventos climáticos extremos cada vez más frecuentes a raíz del cambio climático. En otras palabras, debemos preparar las redes de distribución para habilitar la transición energética”.

Sin embargo, Meriches advierte que el esquema regulatorio vigente no se encuentra preparado para hacer frente a tales desafíos. Para cumplir con estos objetivos, explica el representante gremial, “se requiere una actualización profunda del actual

Foto: Gentileza Valgesta Nueva Ener gí a . marco regulatorio de la distribución, que entregue los incentivos adecuados para que se efectúen las inversiones en redes y tecnologías que a su vez permitan una operación cada día más robusta y moderna de ellas”. Lo anterior, con el fin de que se otorgue flexibilidad de manera que las redes puedan adaptarse a una configuración cada vez más compleja y que permitan una mejora continua de la calidad de servicio que reciben los clientes.

Andrés Romero, Director de Valgesta Nueva Energía.

En las últimas décadas la red de distribución eléctrica se ha expandido por sobre el 98% a lo largo del territorio nacional.

Modelo de Remuneración

De acuerdo con Rodrigo Castillo, otro motivo gravitante por el cual es necesario reformar el sistema de distribución dice relación con la fórmula de remuneración de las redes de distribución. Según recuerda el también ex director de Empresas Eléctricas, esto durante mucho tiempo estuvo pensado para generar dos incentivos, uno vinculado con la rápida masificación de las redes de distribución, es decir ampliarlas, y el otro, para hacerlo de la forma más barata posible.

“Otros criterios, como la calidad de servicio o la resiliencia de las redes antes no eran parte de la ecuación principal que se tenía en mente al

Foto: Gentileza Enel.

momento de regularlas. Pero hoy sí lo son, cuando la tecnología sí lo permite y ya hemos llegado a niveles de cobertura del servicio de distribución de más del 98% del territorio nacional”, sostiene.

No obstante, dice el abogado, “para dar un paso más allá es necesario modificar el esquema de remuneración de la distribución de manera de permitir e incentivar las mejoras en calidad de servicio”.

Al respecto, Juan Meriches destaca que, al apreciar los datos de inversión en redes, en Chile se aprecia una situación atípica. “De acuerdo con datos de la Universidad de Chile, gastamos hasta un 40% más que el promedio de la OCDE en energía (por sus altos precios derivados de la época de la crisis del gas natural) y en cambio invertimos un 35% menos en redes de distribución. Esta situación redunda en que los chilenos percibamos que tenemos energía cara y a la vez de calidad inferior a la esperada”, advierte.

En ese sentido, indicó que desde el organismo gremial opinan que es necesario avanzar en la actualización del modelo de remuneración, de modo de permitir la determinación de niveles tarifarios coherentes con los estándares de calidad que se exijan. Esto, incorporando un mecanismo que posibilite los recursos para afrontar las contingencias naturales graves, cada vez más frecuentes en Chile, y asegurando un nivel adecuado de respuesta y recuperación ante este tipo de eventos. “Asimismo, es necesario perfeccionar la normativa vigente de modo que exista un marco adecuado para el manejo de la vegetación en el entorno de las redes eléctricas”, añadió.

Con relación al mismo tema, Andrés Romero estima que son dos las metas clave que debe tener la reforma a la distribución eléctrica: mejorar la calidad del servicio, en especial en su dimensión de calidad de suministro –es decir, que se reduzcan los tiempos

Las redes de distribución requieren de mantenimiento periódico.

La modernización y digitalización de las redes de distribución son claves, ya que sin ello la respuesta de las compañías distribuidoras frente a episodios de interrupción de suministro es lenta”, Andrés Romero, Director de Valgesta Nueva Energía.

Foto: Gentileza Enel.

y frecuencia de interrupciones del servicio eléctrico–, y favorecer la transición energética. “Para ambos objetivos, la modernización y digitalización de las redes de distribución son claves, ya que sin ello la respuesta de las compañías distribuidoras frente a episodios de interrupción de suministro es lenta, no permite aislar adecuadamente el problema y la respuesta a los usuarios se hace insatisfactoria”, argumenta el especialista.

Desde otra perspectiva, Rosa Serrano señala que optimizar la calidad de servicio tiene que ser una de las prioridades en la reforma del sistema de distribución. “Esto, no solo porque es urgente mejorar los estándares actuales, sino también porque las redes de distribución deben ser lo suficientemente flexibles y robustas para soportar mayor la penetración de energía renovable y el

desarrollo de nuevas tecnologías y servicios”, expresa la consultora.

Por otra parte, advierte que “el incremento en la frecuencia y magnitud de desastres naturales asociados al cambio climático requieren modificar las consideraciones de diseño actualmente establecidas, reconociendo que la red de distribución debe mantener un desempeño mínimo ante la ocurrencia de dichos eventos”. Sumado a lo anterior, afirma que la adopción de mayores estándares de calidad de servicio requiere incentivar la investigación, innovación y adopción de nuevas tecnologías, garantizando la costo-efectividad de las inversiones asegurar el adecuado uso de los recursos.

¿Leyes por separado?

Un punto de discrepancia en el debate ha sido en torno a si la totalidad de la reforma a la distribución debería estructurarse en una sola ley, como sería el proyecto que el gobierno ingresaría al Congreso el próximo año. Lo anterior, a diferencia de lo que se realizó durante el segundo gobierno de Sebastián Piñera, en que el cuerpo legal principal o “ley larga” se separó en tres iniciativas, abordando de manera independiente los ámbitos de comercialización, rol de la generación y/o recursos distribuidos –paneles solares y almacenamiento, principalmente– y reforma al modelo de distribución desde el punto de vista de la remuneración.

Al respecto, para Rodrigo Castillo es perfectamente posible desde el punto de vista económico y jurídico, y siguiendo una tendencia que se da en el mundo, que puedan desarrollarse los negocios de comercialización y de remuneración a partir de una sola modificación legal.

Andrés Romero, acerca de este asunto, comenta: “En primer lugar, la comercialización no tiene realmente relación con la distribución eléctrica, por lo que ni siquiera incluiría este tema. Respecto de los otros tópicos, el modelo de planificación, expansión y remuneración de la red de distribución está íntimamente asociado al rol de la descentralización de la energía, por lo que deben tener una misma mirada”.

Se requiere invertir en investigación, tecnología e innovación para determinar las soluciones costo-efectivas que permitan integrar los recursos distribuidos a la red”, Rosa Serrano, consultora independiente y candidata a PhD.

La generación distribuida supone un cambio paradigmático respecto a cuál es la función de la empresa distribuidora”, Juan Meriches, Director de Asuntos Públicos de Empresas Eléctricas.

Foto: Gentileza Rosa Serrano .

Rosa Serrano, consultora independiente y candidata a PhD. Y añade que “lo que se está viendo en modelos más desarrollados es que en ocasiones la expansión de la red es más costo-eficiente para los consumidores con programas de gestión de la demanda, generación descentralizada, almacenamiento y eficiencia energética, que la construcción de nueva infraestructura tradicional de distribución. Esa ecuación solo se logra si los incentivos están bien alineados y diseñados, por lo que no son temas que puedan resolverse por separado”.

Respecto a esta materia, Rosa Serrano estima que las tres reformas idealmente debiesen abordarse en conjunto. “Sin embargo, ciertos aspectos de la comercialización, como la introducción de nuevos agentes o cambios en las definiciones de clientes libres y regulados, podrían abordarse de forma independiente”, sostiene.

A su juicio, las modificaciones respecto al rol de los recursos distribuidos y al modelo de distribución desde el punto de vista de la remuneración, deberían ir juntas “debido a que existen fuertes vasos comunicantes entre ellas. Es más, una de las grandes discusiones sostenidas actualmente, tanto en la industria como en la academia, es el trade-off entre soluciones que impliquen desarrollo de la red de distribución y aquellas que no (nonwire alternatives), a fin de lograr un desarrollo costo-efectivo y sustentable del sistema de distribución”. Según su perspectiva, el análisis de estas alternativas implica destinar recursos a la investigación e innovación, así como la realización de pilotos.

Foto: Gentileza Enel.

Adicionalmente, la consultora sostiene que la incertidumbre asociada a la penetración de generación distribuida y el desarrollo de tecnologías que habiliten la prestación de nuevos servicios requiere generar condiciones de certidumbre sobre las inversiones realizadas para garantizar el desarrollo adecuado de la red: “Este último punto es clave ya que el esquema de remuneración no solo implica definir qué es lo que se va a remunerar, sino que también las condiciones e incentivos mediante los cuales esa remuneración se hará efectiva. En este sentido, metodologías actualmente utilizadas como la empresa modelo que parte desde cero debiesen revisarse”.

Digitalización

Juan Meriches resalta la importancia de la digitalización de la red de distribución. De acuerdo con su visión, esto “es un elemento importante que permitirá que los clientes puedan experimentar, de forma tangible, los avances en materia de transición energética. Es, además, un proceso que como industria iniciamos hace varios años, lo que nos ha ayudado a tener enormes avances en materia de recuperación del servicio vía remota y también en medición remota, lo que le permite al cliente conocer su situación individual del suministro e inyectar energía a la red si deciden instalar un medio de generación residencial”.

La red de distribución eléctrica requiere de subestaciones para su operación.

Foto: Gentileza Empresas Eléctricas .

Juan Meriches, Director de Asuntos Públicos de Empresas Eléctricas. señala que “no es posible pensar en un mundo con recursos distribuidos sin pensar en medición inteligente y bidireccional”.

Andrés Romero, por otro lado, señala que en el contexto de esta evolución el usuario de la red se transformará progresivamente en un comprador y vendedor de servicios eléctricos. “Podrá autogenerar su energía, consumir de la red cuando le falte, vender servicios asociados a recorte de demanda y modular el uso de electricidad conforme los requerimientos de la red, entre otras acciones”, comenta. Para ello, agrega el consultor, “se requiere más tecnología, pero en el estado de hoy de los sistemas de medición, monitoreo y control de la red no sería posible acceder a estos beneficios”.

Al respecto, Rosa Serrano añade que la introducción de nuevas tecnologías permitirá que la demanda tenga un rol mucho más activo, prestando servicios asociados a “demand response” y modificando patrones de consumo que permitan ayudar a maximizar el uso de la red de distribución. Y sumado a ello, “minimizando inversiones poco eficientes asociadas a los peak de consumo y aportando a una operación segura en caso de emergencia”. Por lo tanto, subraya la experta, la reforma a la distribución debe considerar una nueva conceptualización de consumidor, como un activo prestador de servicios para lograr una operación económica y segura de la red.

TREN A HIDRÓGENO,

UNA OPORTUNIDAD PARA CHILE

Las rutas de tren operadas con locomotoras a diésel y electricidad producen emisiones de material particulado y gases de efecto invernadero, siendo conocidas internacionalmente como un sector difícil de abatir.

Sin embargo, la contaminación que producen puede ser eliminada con el uso de trenes eléctricos abastecidos con catenarias o bien basados en hidrógeno verde, ambas soluciones técnicamente viables, pero cada una con sus pros y contras.

Para el caso de la electrificación con catenarias se debe considerar la instalación de más infraestructura como pantógrafos, ampliación de las servidumbres, elevación de túneles y puentes, aumentando la contaminación visual y los gastos de mantención y reparación. En la misma línea, también se deben acondicionar las locomotoras para poder operar con esta tecnología o bien adquirir máquinas nuevas diseñadas para funcionar con catenarias.

En tanto, la opción de la locomotora en base a celdas de combustible a hidrógeno, utiliza nuevas locomotoras, las cuales en países como Chile podrían ser alimentadas con hidrógeno verde producido localmente a partir de energías renovables, utilizando la infraestructura ferroviaria ya existente.

Ahora bien, la electrificación tradicional también tiene sus ventajas en comparación con la locomotora a hidrógeno, ya que la solución en base a catenarias no debe preocuparse por el repostaje, no requiriendo tiempos de car-

Por Rodrigo Vásquez, coordinador ejecutivo del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética, GIZ Chile.

ga de estanques y teniendo menores costos de inversión por la estación y renovación de los stacks de las celdas de combustible.

Sin embargo, países como Alemania, Reino Unido, China y Francia, entre otros, están confiando en la tecnología de celdas de combustibles, ya que ofrece un medio de transporte amigable, moderno y sin la emisión de contaminantes, con lo cual ayudaría a alcanzar los compromisos medioambientales ante el cambio climático.

En el Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ, estamos trabajando en un estudio de reconversión de una locomotora de carga, estableciendo una ruta, identificando componentes y evaluando su factibilidad.

En Chile, se está hablando nuevamente de trenes, de la importancia de estos en la descarbonizacion y la descongestión de las carreteras, por lo que esta tecnología constituye una oportunidad para dar un paso adelante en la innovación y sustentabilidad en el transporte de pasajeros y de carga en nuestro país, utilizando un energético producido localmente.