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Cristian Espinosa, Fenacopel:
“El modelo energético canadiense tiene más diálogo y entendimiento entre las partes”

Por invitación de la Embajada de Canadá en Chile, una misión compuesta por representantes de la CNE, del Coordinador Eléctrico y de algunas empresas de Transmisión y Distribución, visitó el país norteamericano con el fin de conocer su experiencia con las redes eléctricas “inteligentes” o smart grids. En esta entrevista, Cristian Espinosa, Gerente General de Fenacopel, se refiere a los contrastes que hay con la realidad chilena.
Arnoldo Toledo y Cristian Espinosa, Presidente y Gerente General de Fenacopel, respectivamente, en Canadá.

¿En qué consistió este encuentro?
Durante este encuentro pudimos en primer lugar, conocer tecnologías de punta que ofrecen empresas canadienses (como sistemas y equipos para automatización de las redes, storage, microredes, AMI, sistemas de operación de la distribución, movilidad eléctrica, etc.); y visitar algunas empresas distribuidoras de la provincia de Ontario para aprender buenas prácticas. Además, participamos en mesas de discusión de la regulación con autoridades chilenas y canadienses.

En definitiva, todas estas actividades giraron en torno a cómo modernizar las redes de forma de proveer una mejor calidad de servicio a nuestros usuarios y a un costo eficiente, elementos de interés tanto para nosotros como para el resto de las empresas participantes.

¿Qué brechas identificaron entre la realidad local y la canadiense?
Destacaría dos aspectos relevantes. Para empezar, la coordinación que han logrado entre agentes privados, del gobierno y universidades, para una innovación aplicada, logrando que estos desarrollos sean adoptados rápidamente por las empresas locales, de forma que se beneficien de la mayor eficiencia y, al mismo tiempo, fomentando que estas nuevas tecnologías puedan ser exportadas por las empresas privadas que las desarrollan.

Luego, nos llamó mucho la atención el modelo de fiscalización, donde el organismo fiscalizador, más que enfocarse en multas (por ejemplo, por cortes prolongados por un temporal), se orienta a entender qué pasó, cómo está operando la distribuidora y qué está haciendo para aumentar la calidad de suministro. Es un modelo totalmente distinto al nuestro, con mayor diálogo y entendimiento entre todas las partes, incluyendo a los usuarios, lo que permite avanzar con mejores soluciones para ellos.

En ese sentido, ¿qué aspectos destacaría del modelo canadiense?
Principalmente, los desarrollos tecnológicos que ya están aplicando, por ejemplo las microrredes con almacenamiento de energía mediante baterías, de modo de evitar cortes de suministro, distintos tipos de almacenamiento y soluciones a diversas escalas (hasta una solución de storage energético con baterías en el poste de distribución), y todo lo que se está haciendo para generar la infraestructura de carga para vehículos eléctricos, así como lograr la adopción temprana por parte de los consumidores.

¿Qué desafíos debería enfrentar Chile para avanzar en las smart grids?
Los desafíos, que ya se están abordando en Chile, corresponden principalmente a cómo lograr una regulación que se haga cargo de los avances tecnológicos, incentive nuevos negocios que entreguen valor agregado a los usuarios y se aumente la calidad de servicio; y que todo esto se haga en forma eficiente y con una adecuada gradualidad.

Los factores de la gradualidad y la remuneración son muy importantes para las cooperativas, ya que distribuyen en áreas principalmente rurales, con una muy baja densidad (10 clientes por cada kilómetro de línea MT y del orden de 6 clientes en promedio por cada transformador de distribución), en zonas alejadas y de difícil acceso. En ese sentido, el modelo regulatorio existente en base a áreas típicas, no ha remunerado adecuadamente a las cooperativas eléctricas. Por lo tanto, dado que aumentar la calidad de suministro requerirá importantes inversiones, se hacen necesarias tanto una gradualidad acorde como una adecuada remuneración.

¿Abordan el modelo de cooperativas eléctricas en Canadá?
La misión visitó la provincia de Ontario, donde no existen cooperativas. No obstante, tuvimos la oportunidad de conocer la empresa transmisora y distribuidora Hydro One, que distribuye electricidad en el sector más rural de la provincia a 1,3 millones de usuarios, con 123.000 kilómetros de líneas, con lo que tienen una densidad similar a la de las cooperativas. De esta compañía, pudimos recoger experiencias en el manejo de árboles que puedan afectar las líneas, y en este aspecto tenemos en común que corresponde a la principal causa de interrupciones y al mayor costo de mantenimiento. Por ejemplo, vimos la aproximación metodológica y técnica que utilizan, la gestión que se hace por medio de estadísticas, y el enfoque a la educación de los usuarios en este sentido.

Asimismo, e impulsados por la regulación, ellos adoptaron la medición “inteligente” (o “smart metering”), habiendo cambiado la mayor parte de los medidores para el año 2011, y ya están pensando en cambiar por la segunda generación. Otro elemento que nos llamó la atención es que están integrando a su despacho la generación distribuida conectada a sus redes, de forma que sea más eficiente y segura.

Diciembre 2017
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