Revista Electricidad Nº227 Este nuevo desarrollo de la industria eléctrica mostró el mayor aumento de conexiones desde su debut en 2015, registrando un crecimiento promedio de 1,1 MW al mes, por lo que autoridades y especialistas destacan los últimos cambios hechos en la ley para incentivar las inversiones en este ámbito.
*Por Roberto Valencia, periodista de ELECTRICIDAD.
La generación distribuida –conocida también como generación ciudadana− está sacando cuentas positivas en el país, tomando un espacio no despreciable dentro del sector eléctrico, en un proceso que los especialistas prevén que siga incrementándose, debido a los cambios hechos el año pasado a la Ley 20.571 que regula el desarrollo de estas instalaciones de autogeneración y autoconsumo.
Tantos las autoridades, como los actores gremiales y expertos, coinciden en señalar a ELECTRICIDAD que la generación distribuida quedó en un mejor pie con las modificaciones legales, por lo que es posible estimar que en el futuro se pueda avanzar –por ejemplo− hacia la prestación de Servicios Complementarios.
Desde su inicio en 2015, las conexiones acogidas bajo la Ley de Generación Distribuida actualmente totalizan 4.377 instalaciones, equivalente a 24,26 MW de capacidad instalada en el país, según indica Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, quien resalta que durante 2018 “ingresaron proyectos equivalentes a 12,4 MW, suma que supera todo lo ingresado entre 2015 a 2017, y en la actualidad, la generación distribuida crece a una tasa de 1,1 MW mensual”.
En este escenario, la autoridad espera que se pueda cumplir la meta de la Ruta Energética 2018-2022 de cuadruplicar el número de instalaciones. Susana Jiménez, ministra de Energía, afirma en este sentido que el perfeccionamiento hecho a la normativa “dará un impulso a la generación distribuida, ya que al aumentar el límite de 100 kW a 300 kW se amplía el universo de proyectos que se pueden desarrollar bajo el amparo de esta ley”.
“Además, se incorporan otras mejoras que favorecen el desarrollo eficiente de este tipo de proyectos, como por ejemplo, el hecho de permitir que grupos de personas se puedan asociar para realizar sistemas comunitarios, lo que resulta de gran utilidad para usuarios que no cuentan con espacio suficiente para desarrollar un proyecto de forma individual, entre otros”, precisa la ministra de Energía.
Otra de las modificaciones resaltada por Jiménez es la posibilidad de traspasar los excedentes entre instalaciones de un mismo propietario para ahorrar en distintas cuentas de electricidad, “lo que será en beneficio principalmente para municipalidades y algunos establecimientos comerciales”.
Este diagnóstico es compartido en el sector privado. Ricardo Eberle, director Jurídico de Empresas Eléctricas A.G., sostiene que las modificaciones realizadas “permiten que una mayor proporción de clientes puedan optar al régimen tarifario asociado a la Ley, dando una mayor flexibilidad y haciendo más atractiva para los clientes la inversión en este tipo de proyectos”.
“Por su parte, el hecho de que se hayan establecido límites en la capacidad instalada de los clientes, permite resguardar que quien realice este tipo de inversiones lo haga, en general, con un espíritu de autoconsumo”, agrega el ejecutivo.
Según Gabriel Neumeyer, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), el aumento de la potencia de 100 a 300 kW, (equivalente a un aumento de 600 a 1.800 metros cuadrados de módulos fotovoltaicos) es un avance, ya que “le da oportunidad a las empresas, industria y comercio, que son clientes regulados, de reducir sus gastos de consumo eléctrico de forma más significativa”.
Patricio Mendoza, académico e investigador del Centro de Energía de la Universidad de Chile, destaca la posibilidad de que los usuarios se puedan asociar en torno a estos proyectos. “La Ley ahora permite a los clientes finales agruparse para recibir los beneficios de las inyecciones de un generador basado en energías renovables o cogeneración eficiente, que podría ser de propiedad conjunta. Este es un importante paso a sistemas energéticos comunitarios que esperamos ver hacia el futuro”, asevera.
Además de los cambios a la Ley, desde el Ministerio de Energía y en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) alistan otras medidas para incentivar la expansión de la generación distribuida. Susana Jiménez asegura que en la Agenda ministerial se contempla “la difusión de mejor información sobre tecnología, procedimientos y precios para que los usuarios puedan implementar proyectos”, además de avanzar en el financiamiento de estos a través de “la profundización del modelo Esco, y también estamos trabajando con la banca para la implementación de créditos para este tipo de iniciativas”.
El financiamiento es un punto esencial para los futuros desarrollos de la Generación Distribuida, según Acesol. Gabriel Neumeyer plantea la necesidad de avanzar en instrumentos de financiamiento, porque “hasta el momento BancoEstado es el único que financia estos proyectos, con intereses preferenciales y de largo plazo, para las Pymes, y además se está desarrollando un sistema específico de créditos de proyectos fotovoltaicos para personas, pero aún no está vigente”.
“La idea es que las otras instituciones financieras analicen estas posibilidades y desarrollen otros instrumentos para financiar este tipo de sistemas, que tienen bajo riesgo y tienen retornos atractivos que pueden llegar a los seis o siete años, considerando que tienen una vida útil de 25 años. También muchas empresas están ofreciendo proyectos con modelos Esco, el cual es un instrumento complementario”, precisa el ejecutivo.
También la SEC alista facilitar el trámite de las conexiones, explica el superintendente Luis Ávila. “Cuando esta Ley entró en vigencia, un proyecto se demoraba alrededor de 200 días en conectarse, contando desde la primera consulta a la distribuidora hasta la puesta en servicio del equipo de generación, pero con la implementación del portal de conexión en línea y la simplificación del trámite, el tiempo promedio se redujo a 30 días, y actualmente, el 80% de las personas realizan la tramitación en línea”.
“En marzo entrará en operación una plataforma para la autorización de productos fotovoltaicos, por lo que esperamos reducir los tiempos de respuesta y los costos asociados, optimizando el proceso en su conjunto”, anuncia la autoridad.
Para Ricardo Eberle, los incentivos que buscan profundizar el desarrollo de la generación distribuida también son de largo plazo, pues explica que estos “tendrán que ir muy de la mano con los nuevos servicios que pueda llegar a prestar, la cual podría ser usada como recurso de red para aportar a la calidad de servicio, por lo que deberían estudiarse los incentivos que permitan conjugar, por un lado, los beneficios del autoconsumo y, por el otro, los beneficios para la red y para el sistema en su conjunto”.
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Instalación del programa de techos solares en el GAM. Foto: Gentileza GIZ Chile.
La incorporación de nuevas tecnologías es otro aspecto que consideran los especialistas para el futuro. Patricio Valdivia, instructor académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María, señala que las redes de distribución tendrán que convivir en mayor grado con la tecnología de electrónica de potencia, por cuanto “la introducción de contenidos armónicos en la red, factor de potencia y calidad de servicio, son variables que podrían verse afectadas y deberían monitorearse con mayor agudeza dentro de estas redes”.
Añade que actualmente se utilizan tecnologías “de multijuntura, bifaciales y capa fina, que existen en plantas fotovoltaicas y que deberían llegar en el corto plazo a instalaciones residenciales, en la medida que los precios se hagan competitivos y la recuperación de inversión sea más atractiva bajo nuevos esquemas de modelos de negocio en distribución”.
Patricio Mendoza coindice con este análisis, precisando que se debe avanzar hacia una integración inteligente en el segmento. “Hoy debemos incorporar diversas áreas de la ingeniería eléctrica para asegurar una operación eficiente de las redes, como, por ejemplo, las comunicaciones y el control”, afirma.
A juicio del académico de la Universidad de Chile, también “hay desafíos no-técnicos, como el involucramiento de los consumidores con el funcionamiento de las redes eléctricas, que es posible también gracias a su interacción con tecnologías de Smart Grid”.
Ricardo Eberle indica que, a medida que ingresen más proyectos de este tipo, “será necesario realizar cambios en el diseño de las redes que permitan dar cabida y soportar a esta nueva generación distribuida, por lo que es una realidad a la cual necesariamente deberá ir adaptándose la distribución para hacer frente a la transición energética”.
En esta línea, el director Jurídico de Empresas Eléctricas A.G. sostiene que el mayor desafío está en identificar “cuál será en definitiva el rol de la generación distribuida para el sistema en su conjunto, estableciendo en base a ello los mecanismos y herramientas legales que lo faciliten”, razón por la cual afirma que la discusión sobre la reforma a la distribución es la instancia para abordar este punto.
Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigré Chile, también encuentra que el desafío es más regulatorio y que se relaciona “con las características de los actuales sistemas de distribución, en particular debido a los antiguos criterios de planificación y diseño de redes, y de los sistemas de operación y control, los cuales han sido concebidos, construidos y operados para sistemas de distribución unidireccionales, desde las grandes generadoras a los sistemas de transmisión y finalmente a los sistemas de distribución, por lo que se requiere una adecuada regulación”.
Según Luis Ávila, otro reto es “incorporar a la normativa conceptos como la gestión inteligente de la generación, optimizando de esta forma el de las redes eléctricas, sin la necesidad de incurrir en obras adicionales”.
En este sentido, Pedro Miquel, director de Systep, asevera que la generación distribuida también se relaciona directamente con la operación de los Pequeños y Medianos Generadores de Distribución (PMGD), por lo que plantea que se requiere una mayor coordinación entre estos actores para seguir impulsando estas instalaciones.
El especialista sostiene que “esto implica compartir información de tiempo real entre generadores y las distribuidoras, en que los centros de control de estas últimas asuman el rol de coordinadores de la operación”, agregando que en el campo de la baja tensión el desafío apunta a “conocer la magnitud de la generación y la demanda por separado, y que esta información sea tomada en cuenta en la operación de los sistemas interconectados, tanto para identificar los riesgos por anticipado, como para disponer oportunamente de las reservas u otras medidas que mitiguen la desconexión masiva de generación”.
Los especialistas estiman que a futuro el desarrollo de la generación distribuida se ampliará a otros ámbitos de la industria eléctrica, como son los Servicios Complementarios y la electromovilidad.
Patricio Valdivia dice que “se podría evaluar del punto de vista técnico-económico que los Servicios Complementarios puedan ser prestados desde redes de distribución”.
Por su parte, Pedro Miquel afirma que los PMGD, a la escala actual, “perfectamente pueden prestar algunos servicios complementarios a la red de media tensión, con mayor razón si aumenta su capacidad instalada”, precisando que se podría entregar control de tensión y operación en islas eléctricas autoabastecidas, “cuando la red no esté completamente disponible, lo que puede mejorar sustantivamente la continuidad de servicio a los clientes”.
En materia de electromovilidad, Patricio Valdivia señala que este segmento “se verá beneficiado por la generación distribuida por cuanto permitirá poder cargar vehículos eléctricos en aquellas horas de generación distribuida de manera variable e intermitente”.
“También se podría almacenar energía en aquellas horas del día que no se esté consumiendo energía para poder ser utilizada posteriormente en carga de vehículos eléctricos y de este modo evitar el uso de electricidad durante horas punta”, añade.
Finalmente, para Pedro Miquel, la carga de los vehículos eléctricos también se relaciona con el almacenamiento de energía, “lo que podría significar desarrollar alternativas distintas a la de un medidor inteligente, por ejemplo, la electrolinera a precio fijo, un esquema de prepago en una estación de carga pública o bien que el mismo vehículo tuviera un medidor inteligente incorporado”.
Recuadro
El Capítulo Chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigré) organizó un grupo de trabajo, integrado por especialistas chilenos que se encargaron de analizar la situación actual y perspectivas futuras de la generación distribuida en el país, donde se formularon recomendaciones para avanzar en este tema, las cuales son resumidas por Sergio Barrientos, gerente general de Surenergia y director de Cigré Chile.
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