A este miércoles 14 de agosto, todavía se reportaban hogares sin suministro eléctrico en nuestro país, a casi dos semanas del agresivo temporal que afectó a varias zonas del país. Específicamente, la cifra alcanzaba a 1.300 clientes afectados por el evento metereológico, contexto en el que conversamos con el experto Juan Sebastián Gómez, investigador del Centro de Transformación Energética de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Andrés Bello (UNAB).

Dado que hace unos días aseguró que se debería “considerar si parte de esta emergencia podría ser atribuible a efectos colaterales del congelamiento de tarifas de 2019”, le consultamos de qué manera podría haber incidido esta decisión adoptada durante la segunda administración de Sebastián Piñera.

"El caso de Buenos Aires, con Edenor y Edesur, durante el verano de 2013, es un claro ejemplo de cómo el control prolongado de tarifas puede tener efectos adversos", asegura en diálogo con El Desconcierto.

Profundizando en el tema, detalla que "desde principios de los años 2000, el congelamiento de tarifas en Argentina provocó que las empresas distribuidoras no pudieran mantener adecuadamente las redes de distribución, dado que los ingresos no cubrían los costos operativos necesarios para el mantenimiento.

Además, dice, "las tarifas artificialmente bajas fomentaron un consumo excesivo de energía, sin que los consumidores percibieran un aumento significativo en sus facturas. Esto resultó en una crisis durante la ola de calor de 2013, cuando la sobredemanda colapsó el sistema y los recursos para atender la emergencia eran insuficientes".

Congelamiento fue alivio temporal, "pero es insostenible"

"En Chile, el congelamiento de tarifas pudo ofrecer un alivio temporal, pero es insostenible a largo plazo. Los incrementos reales en los costos deben ser reflejados en las tarifas; si el consumo aumenta, se debe generar más energía, y si las áreas urbanas se expanden, es necesario extender la cobertura de la red", complementa.

En consecuencia, plantea, "estos costos deben ser cubiertos por algún agente del sistema (cliente, distribuidor o gobierno)".

"Además, las crisis globales recientes, como la pandemia de COVID-19, la crisis de los contenedores y las fluctuaciones bursátiles, han afectado todos los aspectos del mercado eléctrico, desde el suministro de combustibles que se requieren para mover cuadrillas a terreno, hasta la disponibilidad de repuestos para el mantenimiento de la red", agrega.

"Por lo tanto, antes de emitir un juicio sobre la crisis actual, es esencial considerar estas múltiples aristas", asegura Gómez.

En este contexto, el experto considera "fundamental hacer pedagogía sobre la importancia de las tarifas para mantener la resiliencia de la red frente a este tipo de eventos que, si bien no nos salvará de los daños físicos, permitirá una respuesta más efectiva ante futuros desafíos".

Correlación de efectos

Luego del congelamiento, ¿se debió revisar el estado de la estructura/sistema eléctrico, apuntando a una eventual emergencia como la que estamos viviendo hace casi dos semanas en Chile?

Gómez es claro al respecto. "Claramente la revisión de la infraestructura del sistema hace parte de los costos necesarios de operación. El portal decidechile.cl refiere un incremento en el número de reclamos por cortes de luz desde 2019, destacando que los primeros puestos los ocupan comunas rurales de las regiones del Maule y O’Higgins; y que en su mayoría estos reclamos se dan en junio, mes de invierno", detalla.

"Adicionalmente, se presenta la tendencia en bajada de las precipitaciones anuales en este período de tiempo. Se podría entonces argumentar para este caso una posible correlación entre los efectos de cambio climático, la ruralidad y el incremento de carga asociado a calefacción (estufas eléctricas)", ilustra.

Por otra parte, comenta que "si bien la información histórica disponible en este contexto no es suficiente para sacar conclusiones, hacer la revisión de infraestructura hoy en día, con los mismos métodos de hace cuatro años, es mucho más caro".

"La tecnología que tenemos hoy habilita nuevos esquemas más costo-eficientes para este tipo de tareas. Por ejemplo, el uso de drones y visión de máquina para detectar fallas en infraestructura en las redes de transmisión es posible hoy en día", complementa.

Por otra parte, comenta que "en las redes de distribución, el primer paso evidente es la integración de medición digital o inteligente para todos los abonados, en áreas urbanas y también en áreas rurales".

Integración de nuevas tecnologías

Atendiendo a todas las variables de análisis, cómo debieran enfrentarse futuras contingencias como el colapso actual, desde la mantención del sistema eléctrico de las empresas involucradas es otra consulta ante la que Gómez tiene una opinión clara.

"Desde mi punto de vista como investigador, la respuesta es integrar nuevas tecnologías de operación (medición inteligente) y tecnologías de la información (redes 5G). Estos dos elementos son pilares para el paradigma 'Smart grid' o 'red inteligente'. Tenerlos operando en conjunto permitirá una mejor analítica de datos por parte de todos los actores del sistema y esto se refleja en decisiones inteligentes", dice.

En Chile, asegura, "hay varios puntos que se están cubriendo, desde la ruta establecida, para la transición energética acelerada. Sin embargo, es necesario entender que es un proceso de largo aliento y seguramente llegarán nuevos fenómenos climatológicos entremedio".

Atendiendo a las nuevas variables metereológicas, ¿debiera existir una periodicidad distinta para revisar esta estructura?, Gómez asume que así debiera ser.

"Sí, pero hay dos enfoques, movilizar muchas más cuadrillas en períodos más cortos, o hacer análisis de datos para identificar tendencias y movilizar cuadrillas antes que sucedan las fallas. A esto se le conoce como esquemas de mantenimiento predictivo", detalla.

Verano podría generar nueva emergencia

Desde el Estado, ¿cómo debiera abordarse este tema para evitar futuros colapsos como el actual? Para el experto, "lo primero es sincerar las tarifas de suministro", y "lo segundo, seguir fomentando las discusiones sobre innovación y regulación relacionadas con resiliencia para que los agentes privados integren nuevas tecnologías".

"Todos los países están teniendo esa discusión en este momento, algunos más avanzados que otros", detalla.

Y ejemplifica aludiendo a Estonia, donde "las tarifas variables de energía permiten a los abonados decidir en qué momento del día cumplir con tareas rutinarias como usar la lavadora o cargar el vehículo eléctrico".

Finalmente, consultado si en el verano el exceso de calor, podría enfrentarnos a una nueva emergencia de envergadura como la actual, Gómez advierte que es posible un escenario análogo al de estas semanas en nuestro país.

"En California sucedió en el año 2020. El calor extremo afectó el recurso para la generación hidroeléctrica y la eficiencia de la generación térmica", ilustra recalcando que "los incendios forestales formaron nubes de humo, reduciendo la capacidad de generación de parques fotovoltaicos y de los clientes activos que tenían paneles en casa, algunos de ellos agua abajo del medidor y sin registro de información por parte del operador de red", comenta.

Por otra parte, dice, "el calor extremo elevó el consumo de ventilación y aire acondicionado, y la pandemia cambió el consumo de carga agregado".

"Luego de un evento adverso en la operación de la red al atardecer del 14 de agosto (falla en la inercia), el sistema colapsa, obligando a desconectar abonados. Al día siguiente, luego de varias maniobras para restaurar el sistema, una ráfaga de viento generó otro fallo de red. Se estima 32 millones de personas afectadas por esta combinación de eventos y cinco días para la recuperación total del sistema", complementa.

En consecuencia, concluye, "con los incendios ocurridos en los últimos años y las temperaturas extremas, no estamos muy lejos de ese escenario".

Crédito foto: Enel