Todos nos hemos preguntado alguna vez qué pagamos en nuestras cuentas de electricidad. Pues bien, los componentes de la cuenta media de electricidad son generación (energía, potencia, servicios complementarios), transmisión (transmisión nacional, zonal y dedicada), distribución (el VAD que se ampara en tarifa y peaje de distribución), el cargo de servicio público que financia al Coordinador Eléctrico Nacional, al Panel de Expertos y a los estudios que realizan y el IVA. 

La Comisión Nacional de Energía pública todos los meses la evolución del precio medio del mercado, que es energía y potencia, más otros elementos descontada la transmisión. En la actualidad, obtenemos un orden de magnitud del precio de suministro de la componente de generación que son 106 dólares por MWh. Por su lado, de la fijación del primer trimestre de 2018, podemos sacar el orden de magnitud del cargo de trasmisión que son del orden de los 3 dólares adicionales. 

El VNR que fijó la SEC para 2018 son 5 mil 439 millones de dólares. El valor anual de una vida útil de 30 años y una tasa del 7%, nos da una componente anual de 438 millones de dólares para pagar el VNR. Por otro lado, están los costos de explotación que no contienen las compras, ahí hay un ejercicio de pass-through, y se obtiene otro valor anual del orden de los 526 millones de dólares. Esas dos cifras anuales dividida por una energía anual en distribución nos da un costo medio del orden de los 32 dólares por MWh. 

Por último, el cargo de servicios públicos que es el más bajo de todos, se estima a través de la última fijación que está congelada, pero se puede ubicar en 0,6 dólares por MWh. “Con todas esas componentes podemos generar una cuenta media. Se observa finalmente que la componente más significativa es la de generación con un 56% y luego se ubica la distribución y el IVA. Esto nos genera una cuenta media que con el tipo de cambio de ayer (16 de noviembre de 2021) con un consumo de 180$ por KWh hora mes, se sitúa en alrededor de los 27 mil pesos. La misma visión, pero sin IVA llega a 23.058 pesos”, señaló Iván Saavedra Dote, Director IESD Ingeniería. 

De este modo, en Chile tenemos una cuenta que varía entre 34 y 50 dólares al mes y sin IVA estamos entre 30 y 42 dólares. Por lo tanto, se observa, según el ejecutivo, un orden de magnitud bastante distinto respecto a cuáles son los costos. 

¿Cómo impacta en los presupuestos familiares el costo de la electricidad? Para ello, tomamos como referencia el último informe emitido por el INE en 2020 que destaca que más del 80% de las familias tienen ingresos por debajo de 1 millón de pesos. Otro elemento relevante es que los grupos más significativos son aquellos que tienen consumos entre 250 mil y 1 millón de pesos. El ingreso mediano está en el orden de los 760 mil pesos al mes, el ingreso medio que incorpora todas las revisiones está alrededor de un millón cien mil pesos. 

Por ende, “en el 80% de la población, la cuenta eléctrica representa más del 2% del presupuesto mensual. Esto nos tiene que llevar a explorar con mucho cuidado todas las políticas públicas que se emprendan para ver cómo se pueden hacer de la manera más eficiente sin impactar significativamente la calidad de vida de las personas por la merma de la disponibilidad de recursos”, señaló el ejecutivo. 

Según Saavedra, por ejemplo, si una familia realiza un desarrollo fotovoltaico domiciliario de 2 millones de pesos, con una tasa anual de 7% y que se paga en diez años, la mensualidad resultante por la aplicación de la fórmula de pago es un valor del orden de magnitud de la cuenta completa, vale decir, los mismos 27 mil pesos.

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”.