En julio de 2016 se publicó la Ley 20.736 conocida como la Ley de Transmisión. Transcurridos cinco años, Daniela González, Directora de Domo Legal, comentó que la entrega al Coordinador Eléctrico Nacional del análisis y los supuestos que dan lugar a una actualización, ha permitido cumplir o resolver en buena parte las controversias que impedían una eficaz implementación de la garantía de acceso abierto. Además, señaló que el proceso ha sido de una rápida maduración tanto para los agentes que desarrollan proyectos como para el propio Coordinador y no ha sido un obstáculo para el dinamismo del mercado de generación. Sin prejuicio a esta buena evaluación, según la ejecutiva, siempre quedan desafíos, que suponen ámbitos que se deben fortalecer, reforzar, perfeccionar o bien mantener con especial interés y fuerza. 

El rol del Coordinador en el seguimiento de las condiciones de aprobación de las solicitudes para un trato no discriminatorio hacia los agentes que quieren acceder al sistema de transmisión, y también durante el proceso de conexión, de acuerdo con González, debe fortalecerse. “Sería recomendable contar con un procedimiento expedito, claro y conocido de reclamación por el cumplimento del régimen de acceso abierto en la etapa de la conexión del proyecto. Esa etapa supone la aprobación por parte del propietario de las instalaciones de los trabajos a realizar y ese es un momento donde se puede generar un desequilibrio en las condiciones de negociaciones especialmente en el sistema dedicado”.

Otro elemento clave es la transparencia. Indicó que se ha avanzado en este sentido, pero aún quedan brechas respecto de la información de las instalaciones. “Existen diversas fuentes de información especialmente en el Coordinador (Infotécnica, la plataforma de licitaciones, la plataforma de acceso abierto, el sistema de correspondencia) que no es fácil armonizar especialmente cuando no se es un incúmbete. También existe una brecha para conocer las condiciones de autorización que no son públicas. Por lo tanto, hay un desafío para que los terceros también se conviertan en coadyuvante del Coordinador en la verificación del cumplimiento de esas condiciones. Existen todavía asimetrías de información que limitan el ejercicio no discriminatorio del derecho de acceder al sistema de transmisión, especialmente cuando se trata o cuando se compara la posición de un solicitante con un proceso en curso versus un agente que desea conectarse al mismo punto de conexión”. 

Los datos indican que más de un tercio de las solicitudes son rechazadas y, por lo tanto, sería deseable saber cuáles son los motivos que explican este alto número. Este proceso de aprendizaje podría permitir que la implementación de la ley sea mucho más eficiente, tanto para los agentes que quieren formular solicitudes como para el propio Coordinador que debe disponer de importantes recursos para el ejercicio de su rol en este ámbito.

También debe avanzarse en contar con información y accountability con respecto al plazo de tramitación, sugirió. Si bien el reglamento de la transmisión avanzó en la definición de plazos especialmente de actuaciones del propio Coordinador, se observa en la práctica que existen brechas entre esos plazos definidos en la regulación y aquellos que se advierten en la práctica. 

Según la ejecutiva, existe una suerte de tensión entre evitar el acaparamiento y la especulación en la aplicación del régimen de acceso abierto y, por otro lado, mantener y fomentar la competencia. “Sabemos que uno de los requisitos que se solicitan, que acompañan las SAC o las SUCT, es una declaración jurada de que ésta no tiene fines especulativos ni de acaparamiento, y uno se pregunta quién fiscaliza, cuáles son los criterios que podrían hacer que el Coordinador o el fiscalizador pudiera determinar que sí existe una conducta como esa”.

Por otra parte, señaló que hay una preocupación que se declara, pero los instrumentos que se utilizan todavía pueden ser un poco vagos. “Vemos que los cambios especialmente del régimen de tarificación y de remuneración han tenido una implementación compleja y eso se advirtió en la implementación del mecanismo del cargo equivalente de transmisión, que fue objeto de una importante discrepancia hace no mucho tiempo atrás, y también en el proceso de valorización que está en curso que no ha estado exento de dificultades”. 

Desde la perspectiva de la planificación eléctrica a largo plazo, González cree que hay que reconocer que la introducción y la forma en la que se ha llevado a cabo es valorable. “Se ha incorporado un procedimiento, un proceso participativo bastante transparente que no era usual en el sector”.  

Estamos en un escenario donde la transmisión no está llegando antes que la generación y ese objetivo de la ley está lejos de cumplirse, agregó. Además, no se han utilizado los instrumentos novedosos que contaba la ley como el estudio de franja o los polos de desarrollo de manera de generar cierta musculatura. No debe olvidarse que la transmisión fue identificada como un elemento que permite la competencia y el desarrollo de la generación. “Creo que es posible revisar que esa decisión inicial que parecía prudente se debe mantener porque nos encontramos con puntos de conexión cada vez más escasos”.

Los datos permiten observar que en la planificación de la expansión han tenido especial relevancia las obras de ampliación por sobre las obras nuevas, optimizando el desarrollo de la red con soluciones que son también más costo eficiente, y especialmente en el sistema zonal. “Uno se puede preguntar si esto efectivamente obedece a ciertas deudas que tenía el desarrollo de la transmisión zonal dado al régimen anterior o efectivamente existen razones que justifiquen la especial atención de la expansión en la ampliación zonal”. 

No hay acceso abierto, si no hay desarrollo de la transmisión, recalcó. El sistema de transmisión es el mecanismo a través del cual se dinamiza el mercado de la generación y se ejerce el acceso abierto, si se considera que el proceso de descarbonización acelerada va a requerir la instalación de 10 GW de energía renovable, considerando los proyectos en curso y también los nuevos que no existen, entonces la transmisión tiene un rol central. Por ende, recomendó que se debe buscar una mayor sinergia entre las distintas políticas públicas que se realizan a efectos de que exista un límite adecuado, prudente, entre los procesos de acceso abierto y la planificación de la expansión.

Las redes inteligentes son una integración de comunicaciones, datos y energía: cómo usamos la energía, cuándo está disponible, dónde está disponible, el punto de precio, cuáles son los puntos de congestión, etc. Para poder mover los electrones de manera eficiente, efectiva, de manera rentable para los clientes, básicamente se necesita la información, y tener información con señales de tiempo es crítico. “Cuando hablamos de redes inteligentes, acá en Canadá, no nos detenemos en el control de la red y el uso de la energía. Hablamos de una transformación. Esta red 2.0 es inteligente y eficiente. Mueve el suministro tan cerca como sea posible de la demanda. En este escenario, los medidores inteligentes son el gran punto de partida. El valor de la red inteligente es que es la modernidad. Son el nuevo estándar, no una opción”, señaló Ivano Labricciosa, President & CEO de Oshawa Power & Utilities Corporation. 

Las comunicaciones en una red inteligente, en la propiedad y la operación de ésta, son críticas para una empresa de distribución. “La velocidad, la escala y el tipo de interruptores a los que fuimos capaces de acceder, a nivel de distribución, nos permitió automatizar la red, y la interoperabilidad de estos dispositivos con otros dispositivos aguas arriba y aguas abajo nos permitió, básicamente, gestionar nuestra red. En Oshawa solíamos tener 1 o 2 apagones en promedio por cliente al año. Este año estamos por debajo de medio apagón al año. Luego, nuestros clientes, en promedio, sufrirán un apagón cada dos años. Lo que queremos hacer es, por lo menos, llegar a una etapa que denominamos 4,5 puntos automatizados en cada alimentador particular. Un alimentador tiene aproximadamente 2000 clientes conectados y básicamente queremos poner por lo menos tres puntos de automatización adicionales en ese alimentador”.

Los medidores inteligentes despliegan información sobre los apagones que se les comunica en línea y en tiempo real a los clientes. “¿Se pueden imaginar a miles de personas intentando llamar a tu centro de llamados para darte a conocer un problema del cual tú ya sabes? Lo que hacemos es comunicar esa información para evitar esa llamada. Comenzamos a comunicar además qué tan grande es el problema, si es algo que va a tomar media hora, o dos horas o tres horas. Los medidores inteligentes se comunican con nosotros, y ahora nosotros podemos comunicarnos de vuelta con los clientes”.

En la actualidad, esta empresa les comunica a sus clientes cuándo es más o menos rentable utilizar más o menos energía.  “Ahora le decimos a los clientes: usted puede controlar su termostato, el uso de sus electrodomésticos, puede controlar todas las elecciones en su estilo de vida a partir de una señal de rentabilidad. Cuando les damos esa señal, ahora se transforma en su elección. Todo apalancado por el medidor inteligente. Entonces, los clientes ahora esperan que nosotros les digamos, uno, cuándo pueden ahorrar dinero, y dos, cuándo son más o menos eficientes al consumir electricidad”. 

De acuerdo con Labricciosa, la sabiduría comienza a jugar un rol cuando se automatizan esos puntos de decisión. Entonces, se visualiza “una red 3.0, donde finalmente se llega al nivel de aplicaciones en tu red, donde las cosas funcionan de manera automatizada, esto es en tiempo real, cambiando dinámicamente el estado, la condición y el uso de la red. Nos estamos moviendo acá en Ontario hacia lo que yo llamo un continuo de datos”.

Lo que es realmente crítico para entender el verdadero poder detrás de estas soluciones es mirar la arquitectura estándar para la interoperabilidad. Esta es una componente clave. “Los estándares se desarrollaron y están disponibles y los proveedores a nivel internacional Siemens, Schneider y ABB, se sentaron alrededor de la misma mesa para ponerse de acuerdo sobre estos estándares de interoperabilidad y para ayudar a establecer un marco de trabajo para gente como nosotros, a nivel de compañías de servicios que pueden invocar estos estándares cuando buscamos dispositivos para redes inteligentes en el despliegue de nuestra red de próxima generación”.

Según el ejecutivo, los vehículos eléctricos son dispositivos muy complejos. Son una carga y a la vez un recurso y se mueven a través del sistema. “Tenemos personas que visitan la ciudad, tenemos personas que viven en la ciudad y que visitan otras ciudades. Ahora puedes registrar tu medidor inteligente y tu dispositivo, como un dispositivo conectado a internet, en un sistema en cualquier parte de Ontario, de manera que cuando lo enchufas en algún otro lugar se puede enviar la factura a tu casa, bajo tu propio medidor.  Ahora, este dispositivo registrado en internet se puede mover por toda nuestra red y se puede conectar en cualquier parte, para enviar la información sobre su consumo de electrones, y su intercambio de electrones, es una red bidireccional, a estas alturas. Nuevamente, el medidor inteligente es la compuerta a la siguiente parte del ciclo de planificación en la preparación de estos dispositivos”.

La COP26 está presionando una agenda verde y Canadá está comprometida y trabajando en esa senda. El transporte es el mayor emisor en Ontario hoy en día y se está influyendo potentemente para convertir su flota de motores de combustión interna en vehículos eléctricos.

El 9 de mayo de 2021 ocurrió un evento particular que fue denominado perturbación Odessa por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT por sus siglas en inglés). Fue una falla de una fase a tierra en el pararrayos justo fuera de una central a gas natural, de despeje normal, tres ciclos y, como se esperaba, la unidad salió del sistema. Inesperadamente, inversores de otras 18 plantas solares y 3 parques eólicos salieron del sistema con una reducción de potencia temporal del orden de 1.148 MW.

“Cuando vemos la dispersión geográfica del impacto de esta única falla vimos que unidades solares distantes hasta 3 o 5 kilómetros, con diferentes niveles de tensión, reaccionaron negativamente a esta perturbación. Tenemos tensiones nominales en los troncales de transmisión de 138 KV, 69 KV y 345 KV, y en cada uno de estos niveles de tensión vimos unidades solares que salieron del sistema o que redujeron temporalmente su potencia inyectada. Y vimos esto en diferentes momentos, lo que significa que algunas respondieron dejando de inyectar potencia, pero se recuperaron dentro de 10 segundos. A otras les tomó un poco más volver al sistema, quizás dentro de un minuto, otras entre 5 y 10 minutos, y algunas bastante más que eso. Entonces, cuando vemos la recuperación de potencia, no ocurrió según lo esperado”, comentó Stephen Solis, Director Mejoramiento de Operación de Sistemas de ERCOT.

Se observó además que los recursos eólicos no tuvieron muchos problemas, pero sí algunos inversores en parques eólicos presentaron efectos negativos debido a este evento en particular. 

Las principales causas que provocaron este impacto fueron dos, “la primera fue la pérdida de sincronismo de un PLL, un relé o una protección de lazo de seguimiento de fase, que realmente no debiera haber sacado esas unidades del sistema, pero vimos que teníamos aproximadamente 389 MW de pérdida de generación producto de ello. Y la segunda, cuando miramos la sobretensión, a nivel de inversores y de alimentadores, vimos unidades que salieron del sistema producto de una sobretensión. Operó su modo de regulación de alta tensión y perdimos esa generación. Tuvimos también algunos ceses momentáneos, esto es, el cese de generación de ciertos niveles de potencia, durante algunos segundos, la que se restituyó aproximadamente un minuto más tarde”. 

También se vieron algunas salidas del sistema o reducción en los niveles de generación por baja frecuencia, algo muy defectuoso. La frecuencia no llega realmente a niveles tan bajos pero las mediciones provocaron algunos problemas. Y también se observaron algunos factores desconocidos o sin analizar. 

Según Solis, el problema estuvo focalizado, principalmente, en la pérdida de sincronismo del PLL, de un fabricante en particular, en dos unidades solares. Lo interesante es que el fabricante de este inversor solucionó este problema y continuó con nuevas instalaciones, pero para las instalaciones existentes, a pesar de tener una solución, solo la implementan a solicitud. Entonces, tener consciencia de este problema es importante para que las instalaciones existentes puedan corregir el problema y para que las nuevas instalaciones se puedan asegurar de tener los ajustes adecuados desde el principio. Esta falla en particular la estamos viendo en Texas a medida que la integración solar continúa aumentando en nuestra interconexión”.

Este último ha sido un problema persistente que se ha visto en California y ahora en Texas, “en ERCOT hablamos del crecimiento y de por qué estamos preocupados. Cuando ocurrió el evento teníamos 7.200 MW de recursos solares fotovoltaicos. Esta cantidad ha crecido enormemente dentro del último año. Si miramos ahora, tenemos más de 10.000 MW, esto es, tenemos casi 3.000 MW de recursos solares que se han interconectado dentro de los últimos seis meses. Cuando miremos hacia finales del año 2023, potencialmente, se habrán conectado hasta 25.000 MW de nuevas plantas solares fotovoltaicas. Obviamente, tenemos un riesgo si perdemos cerca de 1.000 MW de un total de 7.200 MW, un 15% a 20%. Si expandimos la presencia de recursos solares fotovoltaicos, podemos tener grandes volúmenes de potencia que salen del sistema, lo que potencialmente puede provocar perturbaciones de frecuencia”, indicó Solis.

El nuevo estándar, el IEEE p2800, tiene un programa que entra en vigor el segundo trimestre de 2022, mientras tanto en ERCOT están trabajando con los problemas específicos que se observaron en este evento como también están mirando el modelamiento. “Realmente, para este tipo de problemas, los modelos de secuencia positiva no parecen ser efectivos, y esperamos que los nuevos modelos y los requerimientos alrededor de ellos para los modelos de EMT nos permitan un mejor proceso de filtro a través de las nuevas interconexiones que se están realizando. Estamos intentando obtener esos modelos en tiempo real, de manera de poder filtrar y capturar estos problemas antes de que los recursos solares se interconecten”.

Canadá es una de las redes eléctricas más limpias del mundo, con un 80% de fuentes que no emiten gases de efecto invernadero. De éstas, un 15% es nuclear, y el resto de ese 80% son energías renovables, un 60% de generación hidráulica y un 7% de renovables distintas a la energía hidráulica, incluyendo eólica y solar. 

“A pesar de tener una red limpia, también tenemos compromisos, por ejemplo, para el 2050 queremos llegar a la meta de net zero en lo que respecta a energía. También como parte de la COP26, se anunció que queremos llegar a tener una red net zero para el año 2035. Entonces, para lograr las metas, necesitamos descarbonizar muchos de nuestros sectores, incluyendo el sector de transporte, industrial y construcción, por lo que esta descarbonización debe ocurrir a través de la electrificación, pero con tecnologías de energías limpias y renovables”, indicó Veronique Delisle de Natural Resources Canada. 

En 2010, Canadá tenía una capacidad total de 132 GW que se espera aumente a 210 GW hacia el año 2050, unas 12 veces la capacidad que tendrá Chile. Así, para 2050, se espera un incremento de la energía solar por un factor de 6 y un aumento en 27 GW de producción eólica. En términos de producción de electricidad, en TW/h, en 2016 estaban ubicados en 641 TW/h. “En 2050 estaremos con una producción el orden de 800 TW/h. La producción hidroeléctrica aún será la principal componente en nuestra generación, con un 56% de participación, esto es, disminuirá su participación, porque tendremos mayor producción en general, y tendremos un 20% de participación de la generación eólica para el año 2050, en comparación a lo que teníamos en 2010”, señaló Delisle.

En la actualidad, Canadá tiene aproximadamente 13,3 millones de medidores inteligentes. Esto representa un 80% del total de medidores. Desde 2018 se ha visto un incremento de 1,2 millones. Por su parte, existen alrededor de 204 mil vehículos eléctricos en las calles, un aumento de 110 mil que se ha experimentado desde 2018. Esto implica que el parque electro vehicular prácticamente se ha duplicado durante los dos últimos años. Esto viene de la mano con un aumento en la cantidad de cargadores públicos para vehículos eléctricos que llegan a 13.000, pero aproximadamente 5.000 de estos cargadores se han instalado desde 2018. En tanto, en términos de capacidad solar fotovoltaica instalada, tienen 2,9 GW en corriente alterna, lo que corresponde a un aumento de 11% desde 2018. 

“Solo para darles una idea en términos del potencial solar en Canadá, algunas veces podríamos pensar en que no existe un gran potencial solar en Canadá, pero eso no es verdad. Miré los números para comparar con Chile, por ejemplo, en Canadá, el potencial solar práctico promedio diario, según el Global Solar Atlas, es de 3,816 KW/h por Kilowatt en hora de radiación punta, mientras que en Chile es de 5.365 KW/h por Kilowatt en hora de radiación punta, un 1,4 veces más en Chile que en nuestro país”, comentó la ejecutiva.

En términos de capacidad eólica instalada, tienen 13,6 GW instalados, lo que significa un aumento de 6% desde 2018. De esos, un 93% está conectado al sistema de transmisión y un 7% al sistema de distribución. “Desde 2018 también hemos visto un aumento significativo en lo que tiene que ver con proyectos relacionados con almacenamiento que se han casi duplicado desde 2018. Actualmente, tenemos 500 MW de almacenamiento, que corresponde a 4,1 GW/h, donde un 80% de estos proyectos están relacionados con tecnología de baterías que se utilizan para almacenar energías renovables y para apoyar la confiabilidad de la red”, sostuvo Delisle.

La priorización de la modernización de la red para las provincias y territorios canadienses incluye temas como la automatización y gestión de la distribución, ciberseguridad, gestión de tensión y de potencia reactiva, y gestión de apagones.

“Uno de nuestros últimos programas en Natural Resources Canada que es muy interesante se llama Programa de Rutas de Energías Renovables y Electrificación Inteligentes. En este programa se invertirán 964 millones en un período de 4 años, en proyectos energías renovables inteligentes avanzadas y de modernización de redes. La parte interesante de este programa es que se enfoca en cómo los recursos de generación distribuida entregan servicios de red que tradicionalmente eran provistos por generadores sincrónicos, como las turbinas hidráulicas, de gas natural y carbón”, comentó Delisle. 

Los beneficios y justificaciones para instalar redes inteligentes, según Deslisle, han variado en todo Canadá e incluyen, por ejemplo, tarifas según horario de consumo o precios para hora punta, empoderando a los consumidores para gestionar de manera efectiva su consumo, y esto puede ser a través de iniciativas de energía verde. Esto les permite a los consumidores ver cuál es su consumo, no de manera mensual, como normalmente se hacía, sino que hora a hora o incluso menos. Además, aumenta la visibilidad del operador mediante la identificación de apagones y la reducción del tiempo de éstos. 

De acuerdo con Steve Wong de Natural Resources Canada, las redes inteligentes tienen tres componentes distintos: los sistemas de base de la compañía de distribución, que es, en esencia, lo absolutamente necesario para poder operar la red de energía, desde la gestión de órdenes, SCADA, automatización de subestaciones, topología de cortocircuito e infraestructura de comunicaciones básica. Un nivel más arriba están las aplicaciones de tecnología de mercado, donde los medidores inteligentes juegan un rol fundamental y están ahí para apoyar las tecnologías de redes inteligentes y también a los programas como respuesta ante demanda, ciberseguridad, microrredes, análisis de fallas y sistemas de gestión de recursos de generación distribuida. 

“Finalmente, llegamos a las aplicaciones de red avanzadas. Aún no estamos ahí, pero hacia allá vamos. Esto incluye, por ejemplo, detección avanzada de apagones y despacho y respuesta avanzada según la demanda que ya no solo son los recortes de punta, que vendría siendo la meta principal de este tipo de programas de control de demanda, sino que también podría ser algo que responde, por ejemplo, a un aumento en la producción de renovables. Hay mucho viento, en este momento, por ejemplo. Entonces, en lugar de reducir el consumo podemos aumentarlo para aprovechar esa energía eólica, y esto podría ser muy útil, especialmente con la adopción de más vehículos eléctricos, los que pueden crear un tremendo cambio en la demanda”, agregó Wong.