Con luces y sombras —-II REPORTAJE CENTRAL d ea -“a (-‘-.: 1 I r L ‘Lj .ti Sistema de 1? E —7. Con luces y sombras 1 / F. II:— i’’ •1 IL REPORTAJE .. ¿. jr .zf EXPONEMOS LAS FORTALEZAS Y DEBILIDADES DE ESTE ESLABÓN DE LA INDUSTRIA ELECTRICA NACIONAL, ASÍ COMO CAMBIOS REGULATORIOS Y TECNOLÓGICOS QUE NECESITA PARA QUE ESTÉ EN LÍNEA CON LAS EXIGENCIAS ACTUALES. a ‘1 1 rl. Con luces y sombras Existen importantes proyectos normativos en carpeta o en desarrollo que debemos trabajar a la velocidad requerida para dar las señales necesarias para dinamizar y fortalecer la red de distribución”, Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía. ifícil imaginarse 182 mil kilómetros kilómetros de líneas de distribución eléctrica. Para tener una idea, es el equivalente a casi 5 veces la circunferencia del planeta Tierra. Esa enorme extensión de redes son los que mantienen y operan las cinco compañías asociadas a Empresas Eléctricas AG, representando al 97% de los usuarios regulados del país. Las compañías del rubro, que hacen llegar la energía a los clientes finales, trabajan actualmente en un contexto de transición energética y cambio climático, enfrentando eventos extremos, como el de agosto de 2024, que “desnudan” sus fortalezas y debilidades. Al respecto, Juan Meriches, director ejecutivo de la entidad gremial, valora que el sistema de distribución permita que más del 99% de la población chilena chilena tenga acceso a electricidad. “A ello se suma la capacidad técnica y operativa operativa que las empresas han desarrollado, logrando altos estándares de continuidad continuidad de servicio en un territorio diverso y exigente”, afirma. No obstante, reconoce una gran debilidad debilidad del sector: “seguimos operando bajo un marco regulatorio de más de 40 años, que se basa en una ‘empresa modelo’ modelo’ ficticia desconectada de la realidad. Ello limita la inversión en automatización, digitalización y resiliencia climática, y mantiene tarifas que no reflejan los costos costos reales de mantener y modernizar las redes, y carece de incentivos claros a la calidad y la innovación”. Carolina Zelaya, socia y abogada de Zebra Energía, destaca también que la cobertura de esta industria sea casi del 100%. “Esto no es casualidad: responde a decisiones regulatorias que alentaron la expansión de redes en territorios complejos, complejos, y a equipos humanos con experiencia experiencia operativa probada” A su juicio, otras fortalezas del rubro son “su capacidad de institucionalizar aprendizajes, la existencia de diagnósticos diagnósticos compartidos y sostener inversiones con reglas conocidas. En contrapartida, el ‘molde’ institucional y funcional no calza con una red-plataforma distribuida, digital y resiliente”.. Con luces y sombras 4z L ‘4 / marco regulatorio del segmento distribución eléctrica requiere importantes cambios. o Hay consenso en que el --«a--1. Con luces y sombras Aunque resalta la gran cobertura del sector, Patricio Mendoza, subdirector del Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la U. de Chile, lamenta que esa ventaja en el acceso a las redes no vaya acompañada siempre por un servicio de buena calidad, calidad, “por lo que existen grandes desafíos en las redes de distribución para mantener mantener la calidad del suministro eléctrico en los más altos estándares. Más que los índices de calidad de suministro en sí, su variabilidad a lo largo de nuestro país es lo más complejo, pues hay zonas rurales y remotas en donde, por ejemplo, las interrupciones de suministro son numerosas numerosas y extensas a lo largo del año”. Cambios Regulatorios Representando al sector público, Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE), revela que existe “consenso en la necesidad de perfeccionar el marco regulatorio para dotar al segmento de distribución de aquellas herramientas que le brinden flexibilidad, seguridad y tecnología para cumplir con los requerimientos requerimientos actuales de la ciudadanía y del sector productivo. Y siempre acompañado acompañado de los principios de eficiencia técnico-económica técnico-económica que la tarificación de un monopolio natural debe asegurar”. En ese sentido, plantea que la CNE ha seguido perfeccionando los cambios introducidos al modelo tarifario, “posibilitando “posibilitando mejores análisis y mayor trazabilidad trazabilidad en el actual proceso de determinación determinación del valor agregado de distribución. Estamos ad-portas de terminar formalmente formalmente el trabajo del comité que acompaña acompaña el estudio de costos, lo cual da inicio al plazo para emitir la versión preliminar preliminar del informe técnico respectivo”. Tan relevante como el punto anterior, añade, es el desarrollo técnico normativo, normativo, “que ya en su tercera versión también muestra un mayor nivel de madurez, lo que permite dar directrices claras a cada empresa concesionaria y así evaVEGETACIÓN Y SOTERRAMIENTO Juan Meriches aclara que gran parte de la vegetación que impacta las redes durante eventos climáticos, provocando apagones, está en espacios de competencia competencia de otros agentes públicos o privados, “lo que exige una responsabilidad compartida compartida y una coordinación efectiva entre empresas, municipios, ministerios y propietarios de predios”, señala. En cuanto al soterramiento de redes, “reconocemos que es una solución necesaria en ciertas áreas críticas, como sectores rurales, por razones de seguridad o resiliencia, por lo que se requiere una política pública integral”, acota.. Con luces y sombras luar su cumplimiento, tanto en el marco operativo como en el desarrollo tarifario. Desde su primera versión hasta la actual, la normativa técnica ha sido capaz de ir incorporando y adaptando su influencia en el desarrollo del sector de distribución”, distribución”, precisa. En ese contexto, y ya pensando en el proceso tarifario siguiente, el ingeniero civil electricista explicita que la norma técnica debiese revisarse, “ya que es uno de los elementos base a considerar para el desarrollo de las empresas modelos en el proceso de tarificación”. Apostando por una reforma estructural, estructural, Meriches sostiene que el esquema regulatorio actual “no refleja la realidad operativa de las redes y debe ser reemplazado reemplazado progresivamente por un sistema sistema que remunere sobre la base de los activos reales y del desempeño efectivo. Esto, debe ir de la mano de incentivos explícitos a la calidad de servicio y a la resiliencia climática, de modo que inversiones inversiones en digitalización, automatización o soterramiento de redes sean promovidas y no desincentivadas, como ocurre hoy”. Agrega que “resulta deseable avanzar hacia una modernización del régimen tarifario tarifario para que sea costo-efectivo y pueda pueda diferenciar tanto condiciones horarias como geográficas, entregando señales claras a los usuarios y a quienes invierten en el sistema. Otro aspecto clave es la integración de los recursos energéticos distribuidos, como la generación solar residencial, las baterías o la electromoviAJE electromoviAJE 1 Sin redes mdernas y resilientes no podremos mejorar la calidad de servicio a los usuarios ni garantizar un suministro confiable frente al cambio climático”, Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. Con luces y sombras lidad, que deben ser parte estructural de la planificación y operación de la red”. Operador neutral Para la especialista de Zebra Energía, “se debe redefinir legal y funcionalmente este segmento: separar funciones para habilitar un operador del sistema de distribución (OSD) neutral; instaurar planes planes obligatorios de calidad y resiliencia remunerados por desempeño; estandarizar estandarizar datos, comunicaciones y ciberseguridad; ciberseguridad; crear marcos de pilotos escalables: y ordenar las transiciones”. En esa línea, propone ordenar las modificaciones modificaciones regulatorias en tres ejes: i) redefinición de la distribución como “plataforma “plataforma de red” centrada en el usuario, u) operación y planificación con un OSD neutral y coordinación efectiva con el GEN, y iii) calidad y resiliencia del sistema con inversión obligatoria y remuneración por desempeño. Por último, expone que una reforma debiera considerar medidas transversales indispensables en cuatro ámbitos: i) gobernanza gobernanza del dato, ciberseguridad y supervisión supervisión tecnológica; u) integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y mercados mercados locales de flexibilidad; iii) tarifas y cargos cargos de red con señales claras; iv) transición regulatoria, contratos y portabilidad. Mendoza, en tanto, expone que “la regulación actual es limitante para la innovación innovación a nivel de distribución: en el mundo se han hecho varios esfuerzos para poner a prueba nuevos conceptos y tecnologías, como las micro-redes y almacenamiento almacenamiento distribuido, que permiten aumentar la flexibilidad de los sistemas de distribución. Además, en algunos países se fomenta el pilotaje tecnológico y se simplifican projefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía -— — DANILO ZURITA, JUAN MERICHES, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. Con luces y sombras Una red que opera con millones de puntos de medición y control distribuidos requiere estándares robustos de datos, protocolos de comunicación interoperables y resguardo activo ante amenazas”, Carolina Zelaya, socia-abogada de Zebra Energía. cedimientos regulatorios. También se ha discutido ampliamente la necesidad de separar la operación de las redes de distribución distribución de la comercialización de la energía, energía, lo que podría traer beneficios técnicos y económicos”. Desafíos tecnológicos El experto de la U. de Chile pone el acento en otro reto para el sector distribución: distribución: la digitalización. “El despliegue tecnológico tecnológico es clave para el futuro del sector eléctrico, para poder transitar hacia lo que se conoce como redes inteligentes. La automatización automatización de sus redes es fundamental y la tecnología habilitante ya existe. Y esto va más allá de los medidores inteligentes, ya que también se requiere automatizar las redes de distribución, digitalizar las subestaciones, subestaciones, sistemas avanzados de gestión de la distribución, entre otros”, detalla. Zurita, por su parte, deja ver la necesidad necesidad de considerar ajustes en los requerimientos requerimientos técnicos de los PMGDs, “que debemos incorporar en la revisión de la norma técnica respectiva, apuntando al rol que tendrá el almacenamiento y su interacción interacción con la red misma”. — r subdirector del Centro de Energía U. de Chile socia-abogada de Zebra Energía CAROLINA ZELAYA, PATRICIO MENDOZA,.