El proceso de Reforma de Redes Eléctricas abre una discusión que va más allá de actualizar un marco regulatorio diseñado hace décadas. La electrificación de nuevos consumos, la incorporación de generación distribuida y almacenamiento, la digitalización y la necesidad de contar con redes más resilientes están cambiando las exigencias sobre esta infraestructura. Para diversos actores, el desafío será acompañar esa transformación con nuevas inversiones, planificación de largo plazo y reglas que permitan capturar los beneficios de las nuevas tecnologías para los consumidores.
Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., plantea que “el problema de fondo es que seguimos regulando la distribución con un modelo diseñado hace más de 40 años, cuando el desafío era principalmente aumentar cobertura y hacerlo al menor costo posible. Hoy le estamos pidiendo a las redes algo bastante distinto: mejor calidad, mayor resiliencia, más digitalización y capacidad para incorporar nuevos consumos y tecnologías”.
Asimismo, menciona que “el esquema actual sigue definiendo la remuneración a partir de una empresa teórica y con una mirada principalmente de corto plazo, mientras las empresas reales tienen que tomar decisiones de inversión cuyos efectos duran 20 o 30 años”. Meriches agrega que “la reforma tiene que corregir esa brecha. Necesitamos un esquema que permita planificar con una mirada de largo plazo, realizar oportunamente las inversiones eficientes que requiere la red y vincular esa inversión con mejoras concretas para los usuarios”.
En ese contexto, Héctor Lagunas, consejero del Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI) y director ejecutivo de GTD Ingenieros Consultores, estima que “el valor total de los activos en redes de distribución se duplicará en la próxima década, eso es alrededor de US$5.000 millones”. De ese monto, “alrededor de US$1.500 millones corresponderán a digitalización de las redes y US$3.500 millones asociados a expansión por crecimiento y refuerzo de las redes existentes por concepto de resiliencia”.
Más inversión y resiliencia
“Lo primero es asumir que la resiliencia ya no puede ser tratada como algo excepcional. Los eventos de los últimos años muestran que las redes están enfrentando condiciones bastante distintas a aquellas para las que originalmente fueron diseñadas”, destaca Meriches.
“Eso obliga a anticiparse. Hay que reforzar infraestructura, automatizar más la red, incorporar telecontrol y sistemas de monitoreo en línea y, en determinados casos, evaluar soluciones de mayor costo que antes probablemente no se justificaban, pero que hoy pueden ser necesarias para enfrentar eventos cada vez más severos”, afirma el líder gremial.
Sobre el financiamiento, Meriches sostiene que “las distribuidoras han invertido más de US$2.300 millones en sus redes durante los últimos cinco años y, aun así, sabemos que el desafío que tenemos hacia adelante va a requerir un esfuerzo mayor en resiliencia, automatización, digitalización y nuevas capacidades de la red”.
“Eso no significa que cualquier inversión deba ir automáticamente a tarifa. Las inversiones tienen que estar justificadas, responder a una planificación, ser evaluadas por la autoridad y traducirse en resultados concretos para los usuarios”, agrega.
Para Lagunas, “los mayores costos de inversión, operación y mantenimiento que ello significa comparado con la situación actual, se pagan con creces con las mayores eficiencias que producen el sistema eléctrico en su conjunto”.
Una red bidireccional
“La red que tenemos fue diseñada básicamente para llevar electricidad en una dirección, desde el sistema hacia los clientes. Lo que viene es muy distinto: vamos a tener cada vez más usuarios que consumen, generan, almacenan e inyectan energía, además de vehículos eléctricos y consumos que pueden gestionarse durante el día”, explica Meriches.
Desde Acesol, su director ejecutivo, Darío Morales, plantea que “el principal cambio es reconocer al usuario como un participante activo del sistema eléctrico, capaz de generar, almacenar y gestionar su demanda. La regulación de distribución se diseñó en los años ochenta y todavía trata al cliente como un simple punto de consumo”.
“Para operar una red así necesitamos primero tener mucha mayor visibilidad sobre lo que está ocurriendo en ella. Eso significa digitalización, automatización y sistemas de monitoreo en línea”, expresa. También expone la necesidad de “tarifas que permitan entregar mejores señales para utilizar la red, reglas claras para almacenamiento y agregadores, y una regulación que permita aprovechar la flexibilidad que pueden entregar estos recursos”.
“La distribuidora debe asumir una nueva función: coordinar múltiples recursos en una red donde la energía fluye en ambas direcciones”, asevera. Además, “en el futuro cercano se va a requerir un Operador de Sistema de Distribución capaz de gestionar en tiempo real los flujos bidireccionales y de contratar flexibilidad”.
Conexión de nuevos recursos
Para el director ejecutivo de Acesol, uno de los principales problemas actuales está en la conexión de generación distribuida. “Los procesos de conexión de generación distribuida son largos, opacos y de costo incierto. Cada solicitud se evalúa caso a caso, sin posibilidad de compartir obras ni costos entre proyectos cercanos, y no existen indicadores de desempeño vinculantes que obliguen a la distribuidora a cumplir los plazos”, declara Morales.
“Falta información pública y actualizada sobre la capacidad disponible en cada punto de la red, y las distribuidoras no incorporan en su planificación las proyecciones de generación y almacenamiento distribuido. El resultado son congestiones locales y conexiones que se retrasan”, agrega el ejecutivo.
Asimismo, el líder del gremio solar menciona que “ante una restricción local, contratar flexibilidad puede resultar más eficiente que ampliar la infraestructura. Esa flexibilidad se obtiene reduciendo la demanda, almacenando energía, aumentando el consumo en ciertas horas o ajustando las inyecciones”.
Impacto de la electrificación
Desde el CPI advirtieron que la modernización de las redes también deberá acompañar el crecimiento de nuevos consumos. “Lamentablemente la situación actual empeoraría, pues la proyección no es lineal sino exponencial”, dice Héctor Lagunas. Además, visualiza que “la infraestructura pública de carga de vehículos eléctricos es un tema, porque cada una de estas estaciones representa alrededor 10% a 20% de capacidad de los alimentadores, holgura que hoy no existe. Peor es el caso de carga lenta domiciliaria, pues ésta requiere… Revise el reportaje completo en el siguiente ENLACE.