El grupo de trabajo (WG) de Smart Grid Seguro de CIGRE Chile se creó en diciembre de 2020 con la finalidad de entregar un plan estratégico de Smart Grid Seguro para el sector eléctrico. Este grupo ya maneja una definición de smart grid que la establece como una “red eléctrica de nueva generación basada en sistemas eléctricos de potencia ciber-físicos complejos y dinámicos con flujos bidireccionales de información, que proveen de una mayor inteligencia, eficiencia, sustentabilidad, resiliencia, seguridad, optimización y mayor calidad de la energía para una infraestructura crítica de carácter estratégico satisfaciendo el desarrollo económico y social de la nación”.

Las redes eléctricas inteligentes, más conocidas como smart grids, proporcionarán la base de las futuras ciudades inteligentes, así como también nos entregarán los beneficios de eficiencia energética, optimización de recursos, monitoreo inteligente y servicios de valor agregado para nuevos negocios en el sector eléctrico, entre otros. Sin embargo, “alcanzar todo ello implica un análisis más profundo en lo que respecta a temas como la reglamentación actual, cuadro normativo, aspectos sociales para llegar con los beneficios a toda la población, problemáticas medioambientales, análisis de impacto tarifario y económico que traerá el intercambio de flujos bidireccionales de energía, análisis del modelo de gobernanza organizacional actual y futuro, ante el predominio de los datos, revisión de nuestra política energética actual y qué dirección deberíamos tomar”, comentó Eduardo Morales, líder WG Smart Grid Seguro de CIGRE Chile.

Estas smart grids deben tener un foco en el futuro prosumidor que es el cliente que va a consumir energía, pero también que va a producir energía con sus paneles solares o con unidades de micro redes que van a instalar. Además, la smart grid debe tener una mirada social, donde el prosumidor tenga una normativa que lo proteja y regule la compra y venta de energía de manera confiable. El grupo de trabajo (WG) de Smart Grid Seguro definió que una Futura Smart Grid en Chile debiera tener las siguientes características principales: ser inteligente, sustentable, descentralizada, segura, interoperable, resiliente, eficiente, de libre acceso, descarbonizada y digitalizada. 

Entre los beneficios más importantes para los consumidores de contar con una red inteligente, se encuentran ofrecer información actualizada sobre su consumo de energía, comprar y vender energía en un mercado sin intermediarios mediante Blockchain, agruparse en comunidades o cooperativas para implementar microrredes, beneficiarse de nuevos servicios ofertados por nuevos players que permitan aumentar el confort y aplicaciones orientadas al smart home, entre muchos otros.

Por su lado, las empresas eléctricas se benefician al aumentar la visibilidad y confiabilidad de la red, reducir la frecuencia de apagones y las caídas de voltaje, aumentar la resiliencia de la red proporcionando información detallada, reducir las insuficiencias en el suministro de energía, integrar los recursos sostenibles, mejorar la gestión de los recursos energéticos, etc. 

En la actualidad, agregó Morales, “la regulación existente debe girar en torno a promover nuevas leyes que den soporte y un campo fértil para una futura smart grid, por ejemplo, que promuevan la inversión en digitalización y la gobernanza de la data que traerá un tsunami de información que se debe regular. Por otro lado, tampoco podríamos seguir avanzando en smart grid si no tenemos una nueva ley robusta de protección de datos personales que tenga como referencia, por ejemplo, el GDPR europeo y que aún se encuentra como proyecto de ley en el congreso”. 

El sector eléctrico también requiere de un mayor conocimiento en tecnologías de la información (TI) que vienen del mundo de las telecomunicaciones, por ende, se deben establecer alianzas entre las empresas, las universidades, el gobierno y los fabricantes TI que fomenten la innovación de las nuevas tecnologías como el 5 G, la inteligencia artificial y el big data, que se incorporarían al sector eléctrico.

La smart grid es más que una evolución sólo tecnológica que debe ser analizada con una mirada más holística, ya que no tan sólo el sector eléctrico, sino que todo el país se podría ver beneficiado de una evolución bien estudiada y planificada de las redes eléctricas. De acuerdo con Morales, “los futuros gobiernos en Chile deberán incluir en sus bases programáticas el desarrollo de las smart grid no tan sólo con el acento que se le ha puesto últimamente de la transición energética por el tema de la descarbonización de nuestra matriz, sino que debemos ir más allá apostando a que una smart grid en Chile sea un driver estratégico para el progreso económico y bienestar social que nos llevará firmemente hacia un país desarrollado, que es lo venimos buscando desde hace mucho tiempo. Las smart grids promoverán el desarrollo de nuevos negocios de mercado, la innovación, la incorporación activa de los prosumidores, un cambio en las normativas y reglamentación existente para este nuevo escenario mucho más dinámico, desarrollo de nuevas capacidades por efecto de la digitalización y la ciberseguridad que serán mucho más recurrentes”.

En el primer borrador de este grupo, se establece que hoy día Chile cuenta con una especie de “smart grid pasiva”, pero desorganizada, que avanza en silos, con planificaciones de subestaciones digitales, pero no presenta un lineamiento a nivel de país, o a nivel sectorial robusto. “Hay ciertos proyectos de data analytics, incorporación de medidores inteligentes, microredes, etc., pero con una normativa que aún sigue débil. Por lo tanto, en la actualidad podemos hablar de una “smart grid pasiva”, con sólo flujos unidireccionales. Para encumbrarnos en una “smart grid activa”, que es lo que esperamos y vislumbramos según la curva evolutiva, llegaremos de aquí al 2030 a tener un sistema eléctrico nacional con flujos bidireccionales al menos al 30%, ojalá con una ley de prosumidores vigente, incorporando el blockchain como una plataforma transaccional de venta y compra de energía en criptomonedas emitidas por el Banco Central de Chile para perfeccionar la cadena de pago en una smart grid que promoverá la innovación y desarrollo de nuevos modelos de negocios”, comentó Morales.

Este WG espera que la matriz energética para el 2040 tenga un 80% de capacidad instalada de energía renovable, para llegar al 2050 con un sistema eléctrico nacional bidireccional, ya con una smart grid activa en segunda fase al 80%, ojalá con clientes o prosumidores regulados por normativa, incorporando bien fuerte el tema de la inteligencia artificial y tener ojalá una matriz energética con casi 100% de la capacidad instalada de energía renovable”, finalizó.

Por Mario Patino, Gerente de Soluciones LATAM, Smart Wires Inc.

Las tendencias globales como la descarbonización, la digitalización y la descentralización juegan un rol fundamental en las señales energéticas en Latinoamérica y están impulsando al sector eléctrico a la integración de energías renovables no convencionales a sus redes. Un estudio reciente realizado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) señala que el sector energético en América Latina tiene dos desafíos: poder responder al aumento en la demanda asociada con el crecimiento de las ciudades, la cual se espera que se duplique de 1,448 TWh a 2,822 TWh proyectados para el 2050 (Ernst & Young), y la alta vulnerabilidad de la generación hidroeléctrica ante la creciente escasez de agua producto del cambio climático. 

Expertos en la transición energética coinciden en que las soluciones flexibles para las redes de transmisión serán habilitadores claves para los planes de descarbonización de la red. Estos sistemas pueden optimizar el uso de la red existente y pueden adaptarse al ritmo de los cambios en la generación y la demanda. Hoy en día existen alternativas tecnológicas suficientemente maduras que pueden aumentar la flexibilidad y la eficiencia, a mayor velocidad que las alternativas tradicionales para cumplir con los ambiciosos planes de descarbonización.

Los SSSC modulares (M-SSSC) son Sistemas Flexibles de Transmisión en Corriente Alterna (FACTS) capaces de controlar dinámicamente la reactancia de las líneas para desviar la energía de las líneas sobrecargadas a los corredores subutilizados, maximizando así el uso de la red existente y permitiendo una mayor integración de fuentes renovables con la infraestructura de transmisión existente. Estas soluciones se instalan en menos de un año, pueden ser escaladas en el tiempo y pueden reinstalarse a muy bajo costo, lo que las convierte en una inversión «sin remordimientos» que se ajusta a las necesidades de la red cada año. 

Esta tecnología ha evolucionado y está siendo utilizada hoy por diversos líderes de la transición energética como National Grid, en el Reino Unido, quienes utilizan sistemas SmartValve™ en cinco circuitos de tres de sus subestaciones en el norte de Inglaterra para habilitar 500 MW de capacidad de red adicional en cada región para integración de renovables. Esta tecnología ha permitido acelerar la descarbonización de la red al permitir que se transfieran mayores volúmenes de energía renovable a los clientes de forma eficiente.

Figura 1: Módulos D-FACTS (SmartValves) instalados en la red de 400 kV de National Grid

La región ha venido proyectando importantes ideas de largo plazo en infraestructura de transmisión. Sin embargo, dada la velocidad en los cambios en la generación y la demanda, se hace evidente la necesidad de tecnologías como los D-FACTS que han demostrado ser altamente efectivas en el corto plazo y complementarias con los proyectos de largo plazo.

En el corto y mediano plazo, se espera que estas soluciones innovadoras que permiten optimizar la capacidad de la red existente puedan asegurar que la Región logre alcanzar las metas ambiciosas de integración de energías renovables no convencionales, reduciendo el costo de la energía y protegiendo a sus comunidades.

Mario.Patino@smartwires.com

Por Javier Bustos, Director Ejecutivo de ACENOR

¿Qué reglas institucionales deberían facilitar el rol del cliente en este proceso de transición energética? Si efectivamente este cliente está en el centro, cómo facilitamos que efectivamente esta institucionalidad asegure una transición energética exitosa. 

Hoy en día tenemos todavía un paradigma de expansión centralizada. Tenemos que construir centrales para mayor electrificación, descarbonización, más líneas de transmisión, de distribución, donde las autoridades tienen muchos incentivos para anunciar cada vez más obras. Según las noticias, hay 10 mil millones de dólares en obras, y eso es lo que se quiere mostrar como sinónimo de crecimiento, de instituciones robustas, de inversión de empleo. Cabe preguntarse si el cliente realmente tiene la posibilidad de ser un contrapeso técnico regulatorio a cargos que son finalmente prorrateados a la demanda para la construcción de todo este sistema.  

Es conveniente que el cliente tenga que recurrir al panel de expertos, a otras instancias, por ejemplo, para ser ese contrapeso o en realidad ese balance debería estar diseñado de otra manera. Realmente se le está dando al cliente la posibilidad de participar en todas aquellas instancias que le involucran, y que finalmente le van a implicar mayores cargos. ¿Cómo se van asignar también los costos de esta transición energética?

Estamos viendo que muchas veces aquel que causa no está pagando los costos que causa. Lo vemos en la discusión que se ha dado en las declaraciones de gas inflexible, lo vemos en impuestos verdes que pagan generadores renovables, lo vemos en mercados de servicios complementarios donde la generación o la demanda de ciertos servicios complementarios genera efectos que finalmente pagan los clientes, y no necesariamente de la manera más eficiente. 

¿Cómo reasignar los costos eficientemente? Una gran noticia es que el precio de la energía de las licitaciones de clientes regulados está por debajo de los 20 dólares en algunos casos, pero es realmente el único costo que deberíamos estar mirando. ¿Qué pasa con los otros costos? Si la energía ya cuesta 18 dólares, todos los otros cargos sistémicos ya pasaron los 18 dólares. Esto es importante porque la dimensión de la insuficiencia no es la única dimensión relevante. Estamos hablando de que es necesario avanzar en eficiencia, calidad de servicio, y eso va justamente asociado a otros costos que no están incluidos hoy en el precio de la energía. 

Entonces, es apropiado que el cliente asuma riesgos que no puede manejar, que en realidad otros actores podrían manejar de mejor manera. ¿Cómo alineamos los incentivos para que los actores justamente busquen la manera más eficiente de proveer el suministro de electricidad, no solamente energía?

En descentralización, sabemos que tenemos proyecciones muy optimistas del Ministerio de Energía, que incluso hablan de que podemos llegar a 4 GW de generación distribuida al 2030. Vemos que la generación descentralizada no ha sido prioridad, vemos que hay 6.800 MW en conexión en zonas congestionadas de la red de transmisión. Cuando se planificó la ley de transmisión la idea era que la transmisión orientará la generación, no que la generación se instalará donde quisiera porque justamente los costos no los iba a ver la generación, sino que los iba a ver el cliente final pagando toda la transmisión.

Entonces, realmente estamos dando las señales correctas para aprovechar, por ejemplo, mejor la generación descentralizada. La institucionalidad aparece como algo importante porque la descentralización naturalmente implica pérdida de poder, de control al regulador centralizado. Tienen las instituciones sectoriales incentivos, justamente a ello, cómo se van a coordinar esta multiplicidad de agentes a nivel descentralizado.

Y, finalmente, cuando hablamos de digitalización sabemos que hemos tenido dificultades por ejemplo al querer avanzar en medición inteligente.  También va a ser necesario avanzar en materias de información. Esto es sumamente importante para que no sea una barrera a la entrada, pero también cautelando la información que es propia del cliente. Ahí el tema de la ciberseguridad empieza a ser un tema sumamente relevante. Entonces con todos estos desafíos en cuanto a digitalización, cómo balanceamos los incentivos que tiene el regulador para avanzar en procesos donde hay cada vez más participación de privados, y donde el regulador naturalmente tiene que entregar cierta discrecionalidad a los actores del mercado. Se debe, al mismo tiempo, avanzar en procesos regulatorios que sean trazables, que sean auditables y participativos para que generen validación social. Porque puede haber procesos muy técnicos, como ya hemos visto, que no necesariamente son percibidos con confianza por la ciudadanía. 

La experiencia internacional habla justamente de cómo transitar hacia una descarbonización, descentralización, digitalización en forma exitosa con compromisos creíbles, participación de los stakeholders, con transparencia, con accountability, con niveles de coordinación que ya no están centralizados, sino a niveles policéntricos, con reglas que fomenten la innovación, pero en forma de incentivos alineados al costo eficiencia para alcanzar estos objetivos de política energética.         

En síntesis, tenemos las instituciones y gobernanzas adecuadas para una transición energética. Cómo alineamos los incentivos de estos organismos en pos de estos objetivos con la participación de los clientes, de la ciudadanía. Dónde van a ver evaluaciones de impacto, rendiciones de cuenta respecto a los objetivos y a las políticas que se diseñan, y finalmente, también tenemos que pensar en ciertos grados de autonomía e independencia, en ciertos organismos o estructuras de gobierno que sean diferentes a las que hemos tenido hasta el momento. 

Por Laura de Rivera, Directora de Regulación y Servicios Jurídicos del Grupo Red Eléctrica 

A partir del año 2012, la regulación de la Unión Europea ya empieza a plantear objetivos medioambientales, evolucionando no solamente desde el ámbito del mercado de la competencia sino que también a la consecución de objetivos climáticos, y es cuando surge el Clean Energy for all Europeans Package (CEP) 2018 – 2019. Este pacto verde europeo no solamente se ciñe a las cuestiones de integración de renovables, eficiencia energética, sino que va más allá, y plantea otros objetivos que son de economía circular en materia de biodiversidad, de reforestación, transporte y movilidad, y un fondo social para una transición ecológica justa, es decir, una visión completamente transversal.

Así, se ha establecido una reducción del 40% de las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto al año 1990, una penetración renovable de 32% del consumo de la energía final, un 1,3% de mejora de la eficiencia energética y un 15% de la interconexión eléctrica entre los diversos países de la Unión Europea.

Claramente la gobernanza europea ha impactado de manera absoluta el marco regulatorio de España. En la actualidad, las principales funciones en materia de regulación están atribuidas al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico. Es la primera vez que se une medio ambiente con energía y no se introduce el término de energía. 

La planificación energética la hace el Gobierno, y luego se reporta a las cortes, respecto a la proyección de la red de transporte, fija hitos en cuanto a la penetración de renovables e impulsa normativas que generen incentivos para abandonar las energías fósiles y sustituirlas por renovables.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) se creó en el año 2013 como un organismo supervisor y regulador que ejerce una vigilancia en materia de competencia y de sectores regulados, y en particular en materia de energía. Sus competencias son aprobar las metodologías, los valores de los peajes, los parámetros retributivos de las actividades reguladas de transporte y distribución, y también la función y metodología de lo que es la actividad del operador del sistema o gestor de la red. Asimismo, supervisa los desarrollos alternativos y los network codes y la metodología de acceso y conexión a la red y reglas de mercado. Lo anterior ha sido relevante en los últimos tiempos dada la necesidad de penetración de renovables que tenemos marcado por nuestro Plan Nacional de Energía.  

Por su parte, Red Eléctrica de España es el operador del sistema y transportista único de electricidad en España, y gestiona el régimen de monopolio de esta red de transporte. Hay algunas excepcionalidades, pero con carácter general, así como las interconexiones. Es también responsable de la gestión técnica del sistema garantizando la seguridad del suministro, la coordinación de la generación del suministro y el transporte. El operador del mercado ibérico es el responsable de la gestión económica y de las subastas eléctricas que se llevan a cabo entre productores y consumidores. Por un lado, tenemos a OMIE que es el responsable del mercado diario e intradiario y, por otro, OMIP que es el responsable del mercado futuro. Son dos empresas privadas, aunque Red Eléctrica de España tiene participación pública, pero es mayoritariamente de capital privado, integrada dentro del Grupo de Red Eléctrica. 

España, al adecuarse al modelo de gobernanza exigido por la Unión Europea, hizo un reparto adecuado de competencias entre el Ministerio y la CNMC. Esto supuso un cambio del modelo regulatorio total en el país porque la CNMC asumió por primera vez competencias regulatorias. Hay un modelo de coordinación entre el Ministerio y la CNMC a través de las orientaciones de políticas energéticas. El Gobierno a través del Ministerio fija lo que es la política energética y le dice a la CNMC cuáles son sus orientaciones que debe respetar. 

En la actualidad, España está inmersa en una transformación y evolución completa del modelo energético dentro de esta visión de cambio climático que impera en la Unión Europea. El marco normativo español persigue adaptarse a estos objetivos de neutralidad climática, y ya en este año 2021 se ha aprobado la Ley de Cambio Climático y Transición Energética cuyos objetivos son la reducción de las emisiones para el 2030 y que las renovables en demanda final estén en un 35%. A fines de 2020 era de un 20% y algo. Asimismo, se pretende que la penetración de redes en el sector eléctrico en mix de generación sea más del 70% -ahora mismo estamos en torno al 45%-, mejore la eficiencia energética y que la interconexión con Francia sea de 8 GW, el día de hoy escasamente llegamos a los 3 GW. 

Hay mucha normativa que se está elaborando o que se acaba de aprobar en el último año y medio como el Real Decreto que establece incentivos para renovables o el de acceso y conexión para dotar de seguridad jurídica a todos las renovables que se están conectando a las redes. Como también la creación de mecanismos de capacidad, que está en desarrollo en la elaboración de esta normativa, para garantizar que tengamos la seguridad del suministro eléctrico dado el carácter intermitente que va a tener la energía renovable, teniendo en cuenta que ésta última será de un 100% para el año 2050. Luego hay hojas de rutas de almacenamiento de hidrógeno verde a nivel europeo y español. 

En conclusión, tanto en Europa como en España se han vivido dos fases. La primera muy vinculada al mercado interior de la energía que todavía estamos implementado, y una segunda fase en que estamos inmersos plenamente y que es conseguir la descarbonización de Europa en el año 2050.