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.

Por Michael Pollitt, subdirector del Grupo para la Investigación de Políticas Energéticas (EPRG) y profesor de economía empresarial en la Escuela de Negocios Judge en la Universidad de Cambridge y en la Universidad Sidney Sussex College, Inglaterra.

La Comisión Europea está muy interesada en promover empresas de distribución eléctrica más activas y que gestionen mejor las limitaciones que surgen en el sistema de distribución local, pero este avance sigue siendo bastante lento en Europa. Existe poca compra competitiva de la empresa de distribución para gestionar activamente el sistema en cualquier país de Europa, que no sea quizá el Reino Unido, donde existen grandes cantidades de megawatts que se compran a nivel de distribución para gestionar las restricciones locales dentro de los sistemas de distribución.

Cuando se les pregunta a las empresas de distribución qué les ayudaría a promover una empresa de distribución más activa, responden que la estructura existente para tarifas en los cargos de distribución y otras barreras regulatorias son muy importantes para ellas. Mientras que los reguladores de estas empresas de distribución dicen que en realidad lo que les preocupa es que los mercados locales para manejo de congestión suenan asombrosos, pero existen problemas con la cantidad de oferentes que pueden aparecer en estos mercados, además de la falta de información acerca de la condición de la red que existe en la actualidad.

Una de las cosas que ha ocurrido en Europa es que se ha formado un organismo paneuropeo, la entidad llamada EU DSO, para actuar como una organización paralela a ENTSO-E, que es la asociación gremial a nivel de transmisión reconocida por la UE. Y esto es con el objetivo de promover este rol más activo en las empresas de distribución de Europa.

Existen preocupaciones que se evidencian acerca de cuán representativa será esta organización, y si realmente puede conciliar los intereses divergentes de las empresas de distribución, cuyos tamaños van desde Enedis en Francia con más de 30 millones de clientes, hasta las empresas de distribución más pequeñas en otros países de Europa que tienen cientos de empresas de distribución, como Alemania.

Algunos países, como el Reino Unido, exhiben más innovación a nivel de distribución y tienen lecciones que compartir con el resto de Europa. Los países que parecen tener mejores resultados en cuanto a una empresa de distribución más activa son aquellos en los que existe un ambiente regulatorio más comprensivo, con financiamiento para la innovación en la distribución y un régimen más permisivo, por así decirlo, a nivel regulatorio, lo que permite que se hagan experimentos. 

Hay un par de proyectos interesantes que tienen que ver con el mapeo digital del sistema eléctrico en el Reino Unido, que es el proyecto ENA Digital Systems Map que involucra a todas las empresas de distribución de Gran Bretaña para que colaboren a través de su asociación de red energética, y la fundación de ElaadNL que promueve la carga de vehículos eléctricos en los Países Bajos.

Este enfoque con múltiples países para promover la regulación de las empresas de distribución en la transición energética parece ser más significativa que muchos de los proyectos individuales por sí solos, que son ejecutados por solo una empresa de distribución. Entonces, parece que cuando las empresas de distribución trabajan juntas en un país surgen diferentes oportunidades de innovación real y significativa.

¿La legislación actual a nivel europeo apoya los roles importantes para el Operador del Sistema de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés) en la transición energética? Imaginen un gobierno a nivel de región local o nacional que quiere promover los puntos de carga públicos para vehículos eléctricos. ¿Podría pedirle a una empresa de distribución eléctrica local que lo hiciera? Actualmente, en Europa, la legislación es bastante restrictiva en cuanto a si las empresas de distribución pueden poseer y operar puntos de carga para vehículos eléctricos. Porque esto es algo que esperamos sea competitivo y no vamos a desalentar a la empresa con el monopolio de distribución para que tome la delantera en esto. Y esto, incluso aunque parte del pensamiento académico sugiere que existen muchas circunstancias en las que sería deseable que una empresa de distribución local tomara la delantera en esto. Existen muchas cosas en las que la empresa de distribución local podría ser muy buena en la promoción de la carga para vehículos eléctricos.

El segundo escenario potencial de la transición eléctrica en el que podrían participar los DSO sería, por ejemplo, que el gobierno local o cualquier nivel de gobierno del país se comunicará con las empresas de distribución o con una de ellas en particular y que le dijera que quiere que coordine la descarbonización del sistema de electricidad y gas dentro del área definida. Entonces, qué papel puede desempeñar el DSO en esto. Aunque existe una obligación para que las empresas de transmisión de electricidad y gas se coordinen en la transición energética, no existe una obligación para que lo hagan las empresas de distribución locales. Existe mucho espacio para una optimización conjunta de activos de electricidad y gas a nivel local, pero la legislación actual de la UE no la fomenta de forma activa. Y aquí hay otro factor. Todo este esfuerzo para promover la competencia en la entrega de servicios para el manejo de limitaciones y en la igualación del suministro y la demanda dentro del sistema de distribución hace exactamente esto. Lo que es consistente con situaciones donde uno hace el cálculo de optimización. Es obvio que una sola batería conectada muy dentro del sistema de distribución solucionará todos los problemas en la gestión de la red local, al menos los costos y sin la necesidad de una actualización costosa. ¿Cuál debería ser el papel del DSO titular en la provisión de ese único activo que solucionaría todos los problemas de limitaciones locales?

La legislación de Europa deja espacio para la imaginación, pero en general, las interpretaciones nacionales de la ley europea no favorecen que el monopolio local solucione estas limitaciones locales adquiriendo su propia batería. Aunque cuando uno examina muchos de los proyectos piloto que analizan la gestión de limitaciones locales, generalmente incluyen una batería con cierto interés de la empresa de distribución eléctrica local. Se presentarían problemas acerca de si es óptimo que un monopolio solucione una limitación local, generalmente hay restricciones en la solución que se implementa.

En general, los grupos de interés solicitan asistencia en el posible desarrollo del sistema eléctrico en su localidad durante el período de inversión potencial en, por ejemplo, entregar flexibilidad de megawatt o flexibilidad de megavar dentro del sistema de distribución.

Un escenario. Estoy dispuesto a entregar un servicio competitivo como una batería local para cubrir las limitaciones de distribución locales pero deberás decirme cuál será la evolución probable de la red, para que yo pueda calcular cuál es la demanda potencial y cuál podría ser el precio potencial que me pagarás dentro del mercado local con limitaciones. Esto sugiere la importancia de la planificación de desarrollo a 10 años, que es algo que se está implementando en toda Europa a nivel de distribución. Pero se necesita planificación e información bastante sofisticada para entregar información útil a los potenciales inversionistas acerca de la flexibilidad del suministro a nivel de distribución. En mi experiencia de trabajo con este tipo de proyectos, es bastante difícil calcular cuál será la futura demanda de gestión de limitaciones probable, sin mencionar calcular cuál será el precio futuro probable de esa gestión que deberá pagar la empresa de distribución a un tercero. Y para eso, se requerirán herramientas de planificación mucho más sofisticadas que lo que vemos actualmente a nivel de distribución.

La autoridad regulatoria nacional y/o los gobiernos locales nacionales quieren que las empresas de distribución sean más innovadoras y proactivas en la transición energética, pero cuál debería ser exactamente el rol de los DSO en la promoción de la innovación ascendente.

La legislación europea dentro del paquete de energía limpia habla mucho acerca de ser innovador, pero no menciona los mecanismos para realmente promover la innovación. Así que si consideramos lo que ha tenido éxito en el Reino Unido y en hacer que los DSO de este último país sean líderes en la innovación de DSO, ha sido la entrega de presupuestos generosos en las finanzas de los clientes, investigación y desarrollo, además de contar con un régimen regulatorio bastante permisivo y regulaciones no tan restrictivas. Esto ha permitido que ocurra la experimentación. Contar con el ambiente institucional correcto para promover la innovación es lo que genera servicios innovadores, precios innovadores y empresas innovadoras.

¿Cuáles son algunas de las observaciones de alto nivel acerca de una regulación óptima de los DSO y cómo se puede promover un rol más activo de las empresas de distribución eléctrica en la transición energética? La legislación europea en el continente ya está desactualizada. El Cuarto Paquete Energético, que se implementó mayoritariamente en 2019, es previo a Net Zero. Ahora viene otra legislación europea. Pero considerando los cronogramas que existen en la formulación de legislaciones y su implementación, existe la necesidad de verificar constantemente la normativa y ver si es realmente apropiada para el grado de ambición que se tiene para la transición energética.

A pesar de todo lo que se habla de la deseabilidad de acciones más activas de los DSO, cuando uno mide el avance real, es bastante lento. Se ha experimentado mucho, pero existe poco aprendizaje organizado y ya sabemos lo necesario que es para las organizaciones paneuropeas, como la Entidad EU DSO, promover realmente la difusión de información y experiencias útiles. Los reguladores y las empresas de distribución realmente no están completamente de acuerdo en cuál es la mejor forma de avanzar. 

En Europa nos preocupa mucho este concepto de acoplamiento de sectores, descarbonización conjunta de los sectores de electricidad y gas natural. Y como expliqué, esto no se refleja actualmente en el requerimiento de que los DSO eléctricos cooperen con los DSO de gas o viceversa. Aún falta claridad en el papel que juega la empresa de distribución en la adquisición de activos para almacenamiento local o en la promoción de puntos de carga para vehículos eléctricos. Aunque uno pensaría que, si se quiere una transición energética rápida, podría ser común que las empresas de distribución local asumieran un rol clave en el liderazgo de la instalación de puntos de carga para vehículos eléctrico y de almacenamiento, para así aliviar los problemas de congestión local. 

Se habla mucho acerca de la deseabilidad de que un operador del sistema de distribución eléctrica sea más activo y que promueva la transición eléctrica. En realidad, existe poca evidencia valiosa que demuestre que es una buena forma de promover la transición energética. A nivel europeo, los reguladores nacionales y la Comisión Europea están muy interesados en las acciones de los DSO. Quieren ver más innovación en la distribución eléctrica, aunque en realidad la evidencia que demuestra que los mercados de congestión local son más rentables es bastante limitada. Claramente, debe ponerse más atención a si vale la pena esta presión regulatoria y esta presión en el gasto de investigación y desarrollo para analizar los mercados de energía local, y un rol más activo de los DSO; y cuáles aspectos de esto sí valen la pena, porque una gran parte de ello no está demostrada aún.