LEY DE DISTRIBUCIÓN: En Proceso de Maduración

Fue de más a menos, partió como un proceso potente, participativo, sin embargo, en el último tiempo ha ido perdiendo continuidad y fuerza. Lo interesante es que ha permitido avanzar en un diagnóstico y “creo que eso es un elemento destacable”, afirmó Ramón Galaz, fundador de Valgesta Energía. Se refiere al triunvirato entre Academia, Gobierno y Expertos que está revisando la regulación del segmento de distribución desde septiembre de 2016, reproduciendo la misma metodología que se siguió en las exitosas leyes de transmisión y licitaciones.

En términos generales, el diagnóstico se centra en que la regulación del segmento distribución, que data de los años ochenta, hoy día requiere de un giro importante por cuanto hay una percepción en los usuarios finales respecto a que la calidad no es la adecuada. Tampoco existe certeza que la innovación tecnológica pueda desarrollarse con el marco regulatorio vigente y, además, existen elementos del punto de vista tarifario donde se han identificado ciertas falencias o ciertas complejidades que vale la pena, en su opinión, de revisar y analizar. Así, se debe estudiar los estándares relacionados con la interrumpibilidad del servicio y la duración de esas interrupciones que son dos elementos que se miden a nivel mundial. Chile en la actualidad tiene un índice de 16 horas al año, muy lejano a 1 hora de los países de la OCDE. Además, permitir el desarrollo de redes inteligentes, generación distribuida, pequeños medios de generación, sistemas de baterías, eficiencia energética y analizar el rol del comercializador. “Estos son los principales aspectos de los posibles cambios que uno pudiera esperar, más allá también de hacer una revisión del modelo retributivo y tarifario”, comentó.

Hoy, la CNE y la PUC están elaborando un conjunto de propuestas y los participantes, como Galaz, están a la espera de ver qué sucede. Se estima que las diferencias están en los énfasis y claramente la existencia o no de la figura del comercializador distancia las posiciones. Probablemente la solución esté en un punto intermedio, que hay que identificar con una visión de política pública y de largo plazo y de condiciones del mercado chileno. De hecho, hoy día nuestra realidad, según Galaz, es que estamos en un proceso de transición y por lo tanto tenemos que buscar nuestra propia condición. En ese sentido, se debe tomar en cuenta que somos un país que tiene un consumo per cápita del orden de 3,9 MW/hora por año, mientras que un país eficiente OCDE está en torno a  6 ó 7 MW/hora por año, por ende, señala el experto, nos queda un espacio de crecimiento bien importante. Lo anterior nos caracteriza de cierta manera como mercado y por lo mismo ciertos instrumentos regulatorios o modelos de negocios que pudieran haber sido exitosos en economías más desarrolladas no necesariamente pudieran serlo en Chile. Es una discusión que hoy sin duda se debe hacer.

Por otra parte, el desafío de la futura regulación en distribución es que, además, debe conversar con una serie de otras leyes que se han modificado en el último tiempo como la ley de licitaciones. Las propuestas debían presentarse a fin de 2017, sin embargo, recién para 2018 podrá irrumpir el adulto en que se está convirtiendo la distribución. Según una analogía de Galaz, en una familia en que históricamente convivieron tres hermanas, generación, transmisión y distribución, esta última siempre fue la hermana menor y por lo tanto la que siempre iba un poco más atrás. “Hoy la hermana menor debe crecer y llegar a ser adulta. Me parece que es una oportunidad y si se hace un buena regulación esta hermana menor puede transformarse en un actor relevante porque permitiría internalizar muchos beneficios asociados al desarrollo tecnológico y eso es un elemento muy importante a tener en cuenta”, finalizó.

Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios

Por Germán Henríquez, Presidente Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional

 

En las últimas décadas, y desde la aparición de los semiconductores de alta capacidad, en términos de potencia, los sistemas eléctricos han sufrido transformaciones importantes en cuanto a su dinámica operativa, lo que se evidencia en una mayor dificultad para mantener el equilibrio entre la demanda y la generación de energía. En particular, los procesos productivos de grandes clientes y en la última década la aparición masiva de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), han introducido nuevos desafíos operativos al incorporar tecnologías que no operan en sincronismo directamente con la red (entre otros: partidores suaves, energía ERNC concentrada y distribuida, interconexión HVDC, Smartgrid, etc.). Lo anterior ha implicado la pérdida de inercia mecánica de grandes masas rodantes a las que estábamos acostumbrados, las que apoyan directamente el control de frecuencia de estos sistemas, y por lo tanto, ayudan a mantener el equilibrio entre la demanda y la generación eléctrica.

Al respecto, los operadores eléctricos, encargados de dos funciones principales, operar tanto la red eléctrica como el mercado eléctrico, se encuentran en medio de una revolución tecnológica que se encamina hacia el 2050, con cambios muy rápidos que se evidencian en el corto plazo y desafíos futuros que es posible vislumbrar.  Bajo este contexto, y a nivel mundial, existen diversos esfuerzos tendientes a alcanzar la mayor flexibilidad posible, en términos de la coordinación de la operación de los sistemas eléctricos de potencia. Dichos esfuerzos, no sólo abarcan los aspectos técnicos de control de frecuencia, sino también todos los procesos asociados a estas dos funciones que deben cumplir los responsables de coordinar dicha operación. La flexibilidad entonces representa un problema adaptativo, que involucra a todos los stakeholders, y que implica desafíos tecnológicos y cambios de paradigmas en cuanto a la forma de abordar o hacer las cosas.   

Desde el punto de vista técnico, la flexibilidad de un sistema eléctrico se puede entender como la capacidad del sistema para adaptarse a la nueva dinámica operativa y poder controlar las variables eléctricas que permiten asegurar la confiabilidad (seguridad, suficiencia y calidad) y la eficiencia del sistema. En este aspecto, se identifican y explotan diversos mecanismos y fuentes de flexibilidad, partiendo desde modificar el régimen operativo de las fuentes convencionales de generación eléctrica – alcanzando nuevos márgenes y características de operación, lo que implica capacitar a los operadores e implementar nuevas prácticas de mantenimiento-, introducir nuevas tecnologías de monitoreo y control como los sistemas AGC (Automatic Generation Control) y mejoras en los sistemas SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), incorporar y estudiar nuevas tecnologías de almacenamiento de energía, impulsar la integración de sistemas eléctricos para aprovechar sinergias (capacidad e inercia), introducir tecnologías innovadoras en los sistemas de transmisión (FACTS o Flexible Alternating Current Transmission Systems) , las que tienen un impacto directo en la utilización y control de las actuales redes de transmisión, o aprovechar la inercia desde fuentes ENRC distribuida en los sistemas de distribución, que entre otros desafíos cambian los paradigmas de diseño de esquemas de protecciones eléctricas. Un aspecto relevante desde el punto de vista técnico es la capacidad para poder predecir los fenómenos meteorológicos y con ello la producción de ERNC, lo que implica contar con adecuados modelos de predicción y nuevas metodologías de optimización que permitan incorporar la variabilidad del recurso ENRC en la programación de la operación.

Desde el punto de vista del mercado eléctrico, y producto de esta realidad, en particular la variabilidad de las ERNC, la tendencia a nivel mundial es evidenciar una disminución del costo de la energía eléctrica, pero a la vez, la necesidad de fomentar y aumentar el costo de un mercado de desbalances y mercado de capacidad, a efectos de contar con la flexibilidad necesaria para operar el sistema con los márgenes de seguridad y calidad esperados, lo que en general se ha abordado principalmente a través de mecanismos de servicios complementarios (o los denominados servicios auxiliares) y contratos de capacidad de largo plazo, respectivamente. Esto ha implicado la necesidad de revisar los marcos regulatorios y mecanismos que reconozcan y remuneren dicha flexibilidad, así como desarrollar nuevos modelos de optimización, plataformas y herramientas automáticas que permitan al operador adaptar sus procesos a mercados más dinámicos y líquidos.     

Tanto los desafíos técnicos como los relacionados con el mercado eléctrico, han impulsado y seguirán impulsando una creciente revisión de procesos e introducción de mayor automatización, a través de la implementación de los denominados equipos inteligentes (IED o intelligent electronic device), e infraestructura de tecnologías de información revolucionarias, a lo que se suma la necesidad de proteger dichos sistemas para permitir una adecuada disponibilidad, integridad y confiabilidad de la data e información, implementando políticas adecuadas de ciberseguridad.  

En este contexto, el trabajo estratégico y las prioridades del Coordinador han apuntado a identificar y reconocer estos desafíos, determinando “Qué tecnología o proceso”, “Dónde” y “Cuándo”, debe ser implementada o mejorada, para cumplir sus funciones con excelencia y constituirse en un referente a nivel internacional en el mediano plazo.

Innovación tecnológica: crucial para fortalecer las redes eléctricas en Chile

Optimizar y maximizar las redes eléctricas existentes, actualizándolas con estándares tecnológicos de punta, a fin de que provean un servicio sostenido y confiable fue el planteamiento formulado por el académico de la Universidad de Chile e investigador asociado del departamento de ingeniería eléctrica y electrónica del Imperial College of London Rodrigo Moreno, en la pasada “Bienal 2017: “Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios” organizado por CIGRE Chile.
Nuestro país es muy heterogéneo, cuando hablamos de redes de distribución. Existen instalaciones modernas como la red de Enel en Santiago, pero eso se contrapone con las rurales. Las condiciones de una con las otras son completamente distintas. Avanzar a los estándares europeos, por ejemplo, no será de inmediato”, reconoció Moreno, ingeniero eléctrico de profesión.
Los reguladores en países avanzados se han puesto una meta muy importante, que es innovar. Esa es la respuesta de muchas de las soluciones de última tecnología, que se le está colocando a las redes de suministro. Nosotros en Chile, no hemos llegado al convencimiento de que innovar es la respuesta a nuestros problemas”, expuso el académico.
Moreno sostuvo que primero hay que cambiar una regulación, aunque reconoció que la comisión nacional en la materia, ha hecho esfuerzos para avanzar en ese sentido. “Ese cambio regulatorio va a facilitar hacia una red mucho más moderna en el país. ¿Cuándo va a ocurrir? No lo sé, pero existen límites fijados en el documento 2050 del Ministerio de Energía, el cual establece metas para el año 2035 y 2050. Allí están las mejoras tecnológicas que deben experimentar las redes y cómo esas mejoras se traducen en una mejor confiabilidad y seguridad en el suministro”.

Fue enfático Moreno al asegurar, que de no ejecutar los cambios e incorporar equipos nuevos a las redes existentes de distribución, lo que sucederá es que van a tener más transformadores. “Vienen los vehículos eléctricos, están los aparatos de calefacción y refrigeradores que van a exigir más a una red obsoleta, y va a redundar en un impacto en las tarifas. A la luz de la academia y de lo que señalan los estándares internacionales, es que debemos innovar”.
De está manera, a criterio del investigador, Chile evitará instalar el doble de los transformadores en las redes, y con ellos un escalamiento masivo del costo. “Es sacándole el jugo a la infraestructura existente, con un software de control y monitoreo, que vamos a aprovechar mejor lo que está instalado. Es maximizar la eficiencia económica del sistema y ella va de la mano del cambio regulatorio, junto a un cambio de mentalidad en las empresas. En lugar de solucionar los problemas instalando más transformadores y más líneas, busquemos otras alternativas”.

Nota por: Publimetro / Fernando Peñalver

Con rotundo éxito y asistencia se desarrolló el Congreso Internacional Bienal CIGRE 2017

El Comité Chileno del CIGRE Chile realizó con éxito la VII versión del Congreso Internacional Bienal 2017: “Flexibilidad de los sistemas eléctricos a través de desarrollos tecnológicos, económicos y regulatorios”, reuniendo a más de 300 asistentes y a actores del rubro a nivel nacional e internacional. Durante dos días, los expertos debatieron sobre temas de generación, transmisión, distribución, interconexión y la potente incorporación de ERNC y ciberseguridad en los sistemas eléctricos.

Juan Carlos Araneda, Presidente de CIGRE Chile hizo la apertura, dando la bienvenida también a la transmisión vía streaming del evento, conectándose así con 8 casas universitarias, 5 comités del CIGRE regional y una decena de empresas nacionales.

La Bienal contó con destacados panelistas internacionales, como:  El Ing. Rafael Ferreira, de la Empresa de Pesquisa Energética de Brasil, con la temática de avances en la flexibilidad en el sistema eléctrico en una mirada internacional; el Ing. Jesús Velásquez de DesicionWare Europe S.L., quien abordó el tema de optimización, Smart Grids y eficiencia energética industrial; el Ing. Ruben Dario Villa de XM Colombia, explicando el modelo de ciberseguridad del sistema eléctrico colombiano; y el Ing. Carlos Samitier, CEO de Pull Net México, exponiendo sobre la seguridad informática para sistemas de operación.

Entre los expertos nacionales que participaron estuvieron: Eduardo Pereira, CIGRE Chile Grupo de Trabajo ERNC; Juan Pablo Ávalos, Jefe Departamento de Investigación, Desarrollo e Innovación Coordinador Eléctrico Nacional; Hugh Rudnick, Director Systep Diseños Eléctricos S.A.; Patricio Valenzuela V., Subgerente de Tecnología e Innovación, Coordinador Eléctrico Nacional; Gabriel Olguín, Director CIGRE y Consultor Power Business Limitada; Iván Saavedra D., Jefe Área Eléctrica Comisión Nacional de Energía; Gabriel Carvajal M, Gerente Ingeniería y Proyectos, Coordinador Eléctrico Nacional; Alejandro Poblete, Encargado de Comunicaciones y RSE, Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (TEN); Sergio Barrientos B, Director de Surenergia y Miembro CIGRE; Ramón Galaz, Director Valgesta Consultores; Rodrigo Moreno, Académico e Investigador de la Universidad de Chile; Danilo Zurita, Jefe Unidad Normativas y Regulación de la Comisión Nacional de Energía; Eduardo Morales, Jefe Productos de Ciberseguridad Corp. Entel.

Candidatos presidenciales de Chile y sus propuestas para el desarrollo eléctrico

El Congreso albergó un importante Foro Político compuesto por los voceros de la comisión de energía de los candidatos presidenciales en Chile: Carolina Goic, Alejandro Guillier, Sebastián Piñera y Beatriz Sánchez, quienes hablaron sobre las propuestas para el sector eléctrico. La instancia sirvió para debatir entre los voceros de las candidaturas y contrastar soluciones y desafíos en materia energética.

En forma paralela se dictaron Workshops gratuitos por las siguientes empresas / Instituciones: Bignis, CIGRE, CNE, Grupo SAESA, Jorpa, Pull Net, Siemens.

El Congreso Bienal Internacional 2017 contó con el importante patrocinio y apoyo del Ministerio de Energía Comisión Nacional de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, Acera, Acesol, Achee, Achegeo, Amcham, Camacoes, Ecodie, Empresas Eléctricas AG, Generadoras de Chile A.G. G.P.M. AG – IEC.

Gracias a la nutrida asistencia y participación en este Congreso, se reafirma una vez más la importancia de compartir el conocimiento y los avances en el sector eléctrico, siendo un rubro clave para el desarrollo del país y en donde CIGRE está activamente comprometido.