Los siempre olvidados del sector, hoy son protagonistas. Con un marco regulatorio de los años 80, que muchos califican de obsoleto, las redes de distribución eléctrica saltaron a la agenda pública a raíz de los estragos causados por las tormentas de agosto que revelaron la fragilidad de las redes ante la adversidad climática. . La preocupación ha ido creciendo, sobre todo porque la demanda eléctrica se duplicará con la electromovilidad y la entrada de nuevos centros de datos.
El ex director general de ENEL, Fabrizio Barderi, ya lo advirtió el año pasado, cuando dijo “que la solución pasa por una reforma estructural de la forma en que se regula la distribución”. Iván Quezada, director general de CGE, también dijo, en entrevista con Señal DF en septiembre, que “hoy se habla mucho de transición energética y la verdad es que poca gente pregunta si las redes están preparadas para eso y la verdad es que no lo son”.
¿Cómo afrontar lo que se avecina en materia de electromovilidad y centros de datos con una red calificada de obsoleta? La hoja de ruta de la electromovilidad establece que el 100% de los coches vendidos hasta 2035 deberán ser eléctricos. A esto se suma la posible llegada de casi 30 nuevos centros de datos. Para tener una idea, un centro de datos consume entre 20 y 40 MW, mientras que una estación de carga para coches eléctricos entre 10 y 12 MW.
Según el último informe de la CNE, el consumo eléctrico del Sistema Eléctrico Nacional pasaría de 77,0 TWh a 134,5 TWh, lo que equivale a un incremento del 74,50% en el periodo 2023-2043, con una tasa promedio anual del 2,82%, donde se regula. los clientes presentan un crecimiento promedio del 2,93% y los clientes libres del 2,75%.
Según el organismo, con el ingreso de los vehículos eléctricos al país, la proyección de mayor demanda eléctrica, a nivel de subestaciones primarias, pasaría de 23 GWh en 2023 a 10.264 en 2043.
Juan Meriches, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, advierte que para afrontar la situación actual de debilidad de las redes “es necesaria una reforma de la distribución que permita una mejor planificación de las redes y una mayor inversión”. Agrega que lo que estamos viendo es un problema de saturación de redes, tanto en el sector urbano como en el rural, como consecuencia del esquema de empresa modelo que se aplica en Chile.
Existe consenso en la industria en que la nueva realidad hace urgente cambiar este concepto a un esquema de retribución basado en incentivos.
Esto es clave si se considera que el crecimiento de la demanda de energía eléctrica está ligado al crecimiento del PIB, cuya estimación hoy es del 2% al 2,5%. Fuentes consultadas aseguran que esta cifra puede trepar hasta el 8% en las horas punta, por lo que el crecimiento debería ajustarse al 4% o 6%. Esta realidad implica duplicar la red dentro de diez o quince años.
A la débil infraestructura, Rosa Serrano, exdirectora de estudios y regulación de Compañías Eléctricas y doctoranda en Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Universidad de Manchester, suma la calidad del servicio de la deuda con niveles de interrupción del suministro que rondan las 14 horas. “Para reducirlos necesitamos aumentar los equipos de automatización y control para tener una operación más eficiente de las redes”. El país se ha fijado el objetivo de alcanzar 4 horas de interrupción para 2035, algo que sin las inversiones necesarias será difícil de alcanzar, señala.
Fuentes consultadas coinciden en que las redes, sin un cambio en el modelo regulatorio, no soportarán las metas que se ha planteado el país, como pasar del 24% al 75% de electrificación de la matriz de consumo energético final e instalar 8.000 MW de generación. distribuidos para 2050. Sólo en los últimos cuatro años, las empresas han invertido 1.800 millones de dólares en redes para proporcionarles flexibilidad y resiliencia.
Hacer
Luis Gutiérrez, director de la carrera de ingeniería en energía civil de la Universidad Adolfo Ibáñez e investigador asociado del Centro de Investigación en Energía Solar, SERC, Chile, y del CENTRA, de la UAI, afirma que un camino es avanzar en formas inteligentes de gestionar la red. “Cuando se construyeron las redes, que ya son bastante antiguas, la electromovilidad no existía. Y no podemos depender sólo del enfoque clásico, que ha sido reforzar las redes, instalar transformadores más grandes, porque no va a ser suficiente”. La gestión activa de la red implica la gestión de la demanda con tarifas flexibles y diferenciadas.
Asimismo, una red moderna debe considerar la direccionalidad del consumo en la que los usuarios son consumidores y productores de energía, y pueden inyectarla a la red. Para que esto suceda es necesario habilitar la red para ampliar la Facturación Neta que está surgiendo actualmente.
Otro elemento de la modernidad tiene que ver con la medición inteligente en la que los usuarios pueden tener una mejor gestión de su demanda, como elegir utilizar la energía en diferentes horarios, con tarifas y gestión online del consumo.
Un desafío que tiene en alerta a la industria, ya que sin inversión no hay transición, han dicho.
