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.

A fines de enero de cada año, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publica la propuesta de la expansión de la transmisión en base a criterios que vienen desarrollándose desde 2016, que se suman al trabajo colaborativo con la industria y a un proceso de benchmarking con otros operadores. Así, el Coordinador planifica para un sistema que contempla 6 millones de clientes regulados, 288 subestaciones primarias, alrededor de 700 líneas de transmisión zonal y cerca de 90 subestaciones de enlace.

Roger Mellado, jefe del Departamento de Planificación Eléctrica del CEN, comentó que durante el año 2020 “trabajamos en varias dimensiones, identificando zonas críticas, requerimientos del sistema, algunos requerimientos de seguridad y resiliencia, y algunos elementos que nos permitieran caracterizar a los mercados comunes del sistema para poder aplicar estos criterios”.

Así, a través de metodologías de clustering se agruparon las instalaciones según características de densidad de demanda, potencia NBA y número de clientes. De este modo, se llegó a la definición de 4 zonas: zona de grandes consumidores (grandes consumos, 6 subestaciones primarias y 232.643 clientes (4%)); zona de gran densidad de clientes (gran cantidad de clientes, 14 subestaciones primarias y 1.278.594 clientes (23%)); zona de densidad media y capitales regionales (abarca todas la capitales regionales y otras subestaciones de características similares, 68 subestaciones primarias y 2.453.182 clientes (44%)); y zona de baja densidad (bajo consumo y concentración de clientes, 200 subestaciones primarias y 1.584.507 clientes (29%)). 

“Nos encontramos trabajando durante este año (2021) para mejorar esta propuesta atendiendo por ejemplo a considerar los insumos que la distribución es capaz de proponernos, de tal manera de incorporar eso, ya sea en nuestro modelo de clustering a efectos de la caracterización y mejorar o generar una subdivisión de estas subestaciones de baja densidad que nos permita proponer alternativas de desarrollo”, indicó.

Entre los insumos que el Coordinador está contemplando en esta fase, para efectos de potenciar y mejorar este modelo y estos criterios, se destacan por ejemplo las proyecciones de los PMGD. “La electromovilidad que hoy día es una realidad que está instalada, las congestiones que está provocando, que son incipientes, pero que esperamos que en el futuro el desarrollo de los PMGD incremente las congestiones”, mencionó. 

Por otro lado, en relación con el concepto de la planificación coordinada de la transmisión y distribución, se sumergieron nuevamente en el benchmarking y descubrieron que el énfasis de Canadá se orienta hacia la eficiencia energética, mientras que Australia está más focalizada en acoger, recoger y viabilizar la generación distribuida que está muy presente en su sistema hoy día. “Destacamos el caso australiano porque tiene un espíritu profundamente participativo donde todos los agentes de la industria contribuyen a la revisión y proceso de definición de las obras coordinados por el operador de la red de transmisión, que es quien de alguna manera articula la relación entre el distribuidor, el transmisor y el regulador”, señaló el ejecutivo. 

Un elemento que uno mira desde la planificación de la transmisión, de acuerdo con Mellado, tiene que ver con los niveles de conectividad de la red de distribución y cómo los traspasos de carga en las ciudades permiten aprovechar de mejor manera la capacidad disponible y eventualmente también pueden permitir traspasar o postergar inversiones en transmisión dependiendo de cómo se optimice esa demanda. 

“Seguimos trabajando en la incorporación de estas señales de la distribución en la planificación y para nosotros es fundamental trabajar con todos los coordinados, con los consultores, desarrolladores, de tal manera de poder fortalecer esta propuesta, y eventualmente que parte de esto sea acogido. Además, como visión general nosotros como Coordinador pensamos que las reglas deben ser simples. Hemos establecido algunas mejoras y pretendemos potenciar nuestra propuesta de criterios y metodologías para que sea incorporada en la propuesta 2022 fase en la cual nos encontramos hoy día”, finalizó.

El potencial de energía renovable que tenemos en Chile suma 80 veces la capacidad instalada que tiene actualmente el país y en los últimos 4 años ha habido una importante incorporación de energía renovable variable, mientras las inversiones actuales suman cerca de 27 mil MW de capacidad instalada. Existen más de 99 centrales en construcción -la mayoría son de energía solar y energía eólica-, el 54% de la capacidad instalada es renovable y el 31% ya es energía renovable no convencional. Son cerca de más de 10 mil millones de dólares en distintas etapas de proyectos que hoy día se están ejecutando.

Estas cifras pavimentan el viaje de la planificación energética que contempla un escenario final que es la transición energética en Chile. De hecho, el Ministerio de Energía publicó la Planificación Energética a Largo Plazo en septiembre de 2021 y definieron 3 escenarios energéticos: recuperación, carbono neutralidad y transición energética que es efectivamente la electrificación de uso energético. Así, la electricidad se convierte en la protagonista de la planificación. Según Carlos Barría, Jefe de la División de Políticas y Estudios del Ministerio de Energía, “vamos a transitar a una matriz mucho más electrificada, y eso es un desafío y una tensión para nuestro sistema eléctrico”.

La electrificación de usos energéticos en transporte, climatización, industria y minería requiere de redes eléctricas no sólo confiables, sino que resilientes, y un fortalecimiento de la calidad del servicio eléctrico. “Tenemos que empezar ya a preparar los sistemas eléctricos para el futuro. La demanda eléctrica se va a ir triplicando o duplicando, dependiendo del escenario en el futuro y esa oferta requiere que sea con energía renovable, eólica, concentración solar de potencia. Hay una necesidad relevante que la generación renovable incorpore almacenamiento, porque la energía renovable variable va a requerir, obviamente, ese tipo de apoyo”, señaló. 

Una de las grandes conclusiones se relaciona con que tiene que existir una gestión inteligente de estas nuevas demandas “porque en caso contrario vamos a tener una demanda, una carga eléctrica, que va a generar una muy compleja operación. No podemos tener una lectura de electromovilidad poco inteligente, rígida, donde a las 7 de la tarde todos lleguemos a cargar nuestros vehículos eléctricos y generemos una demanda de punta extrema. Ningún sistema en el mundo podría soportar ese tipo de situación, por lo tanto, tenemos que ir pensando desde ya en sistemas de carga inteligente, incluso incentivos en cargas en distintos horarios y ese es parte del trabajo que tenemos que hacer en esta década”. 

Asimismo, la producción de hidrógeno verde va a requerir mucha energía eléctrica y eso también se debe ir incorporar en la planificación, en la operación del sistema eléctrico, como también se visualiza claramente una necesidad de transmisión. “La región de Antofagasta hoy día ya es importante en demanda y oferta, sigue siendo la protagonista de nuestro sistema eléctrico. La planificación debe efectivamente poder incorporar la infraestructura necesaria para ir abasteciendo cada uno de los consumos y evacuando cada una de las ofertas energéticas renovables que tenemos dentro del país”.

De acuerdo con el ejecutivo, las energías renovables no convencionales son la piedra angular del desarrollo energético. “Como he dicho, la transición energética es electrificación, y es electrificación no en términos de nueva infraestructura, sino de una infraestructura fortalecida, con requisitos de confiabilidad, resiliencia, fortaleza de la red, sinergia, redundamiento, pero también tiene que ser pensada de forma eficiente porque hay clientes que están pagando todas estas inversiones. Tenemos que cuidar que todo este trabajo, toda esta expansión, sea de la mejor manera posible”.

De este modo, algunas acciones prioritarias para la transición energética, según Barría, serían incorporar nuevas obras de optimización y refuerzo para la transmisión eléctrica; contar con portafolio de obras estructurales de transmisión para alcanzar la carbono neutralidad y polos de desarrollo en las provincias de Tocopilla y Antofagasta; incorporar fuentes renovables a gran escala y a nivel distribuido; la habilitación y señales de inversión claras para la incorporación de almacenamiento y tecnologías requeridas; la implementación tecnológica de vanguardia para la operación de la red eléctrica del futuro dominada por la electrónica de potencia; y la adaptación y resiliencia climática implicaría que la hidrología seca debe ser considerada a todo efecto.

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.