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Martes, 12 Marzo 2019 14:14

Análisis del caso Medidores Inteligentes

En relación al debate nacional que se ha generado por el reemplazo de los medidores antiguos de electricidad por los llamados medidores inteligentes, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) entrega su opinión en la presente declaración pública.

 

En ACESOL creemos que el reemplazo de los medidores antiguos por medidores inteligentes es un paso importante en la dirección correcta desde el punto de vista de los clientes regulados de distribución, sin embargo, debe destacarse que todo el debate y cuestionamientos se ha centrado, equivocadamente en nuestra opinión, en una parte de los hechos, pudiendo haberse explicado la situación completa, correcta y oportunamente a los clientes. Estimamos que existen otros aspectos que no se están abordando en el debate y que son más importantes para los consumidores. Entre estos aspectos destacamos:

a) la fijación del precio de los medidores inteligentes,

b) el acceso y manejo de la información generada por los medidores inteligentes y

c) los plazos para el cambio del 100% de los medidores inteligentes. Dichos puntos son de vital importancia para el debate, y por medio de la presente buscamos informar la problemática y proponer soluciones.

 

Cabe mencionar que el ajuste realizado en 2018 a los valores agregados de distribución (VAD) y por ende a las tarifas que mensualmente pagan los clientes regulados por el suministro de electricidad, ajuste ahora criticado, proviene de la entrada en vigencia de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución (NTCSSD), publicada en el Diario Oficial en diciembre de 2017.

Esta norma impone correctamente a todas las distribuidoras mejores estándares en la prestación del servicio público de distribución. Incluyendo mejor calidad técnica o de producto (voltaje, frecuencia de la red y distorsión de voltaje y de corriente), mejor calidad de suministro o menores interrupciones, y mejor calidad de atención y gestión comercial. El mejoramiento de estos estándares era una exigencia de casi la totalidad de los clientes, diversas autoridades y el Congreso Nacional.

La imposición de mejores estándares en la prestación del servicio público de distribución, introduce la necesidad de disponer de nuevos sistemas de monitoreo y control de los sistemas de distribución. Estos nuevos sistemas son muy diferentes a los sistemas de monitoreo y control con que se mide la calidad del servicio público sujeto a los antiguos estándares. Los nuevos sistemas de monitoreo y control de la distribución requieren mediciones en las cabeceras de los alimentadores, en cada uno de los transformadores de distribución y en cada uno de los clientes de los sistemas de distribución.

Parte importante del control y monitoreo de los nuevos estándares de la NTCSSD necesita tener instalado en cada cliente regulado un dispositivo que informe en muy breve tiempo las interrupciones de suministro que sufra cada cliente. El costo de instalar dispositivos electrónicos con ese único objeto es muy similar al costo de instalar medidores inteligentes. En consecuencia, apoyamos la decisión de cambiar de todos los medidores antiguos a medidores inteligentes.

Por otra parte, los medidores inteligentes, permiten medir los consumos en forma remota. Esto permite una reducción de los costos de operación de las distribuidoras al no tener que enviar lectores a cada medidor. También se reducen los costos operacionales al poder interrumpir remotamente el suministro de electricidad por no pago oportuno de la cuenta de los clientes. Todas estas reducciones de costos operacionales se traspasan a los clientes regulados vía menores tarifas de distribución, cada vez que se fijan tales tarifas.

Estos menores costos operacionales asociados a los llamados medidores inteligentes son los que fundamentan, correctamente, la decisión de reemplazar todos los medidores antiguos en lugar de instalar en cada cliente un nuevo dispositivo informador de interrupciones. Porque esta última solución es más cara para los clientes, ya que además de pagar el costo del nuevo dispositivo se habrían seguido pagando los costos de lectura de medidores y de corte y reposición por no pago de cuentas.

Pues bien, el mejoramiento de los estándares requiere que las distribuidoras efectúen determinadas nuevas inversiones, así como el uso de algunos recursos adicionales de operación. Estos recursos adicionales se deben sumar a los recursos que ya están incluidos en las tarifas reguladas y que son los necesarios y suficientes para dar cumplimiento a los estándares de calidad fijados con anterioridad a la NTCSSD; finalmente se restan en las tarifas los menores costos de operación. De acuerdo al cálculo del última VAD, las disminuciones por costos operacionales sólo compensarían parcialmente los aumentos de costos por implementar los medidores inteligentes y estándares más exigentes.

Sin perjuicio de lo señalado hasta aquí, en opinión de ACESOL la solución adoptada para monitorear y controlar el cumplimiento de las distribuidoras de los nuevos estándares, debió considerar otros tres aspectos claves.

El primer aspecto es asegurar que el costo de inversión y operación del nuevo sistema de monitoreo y control fuese el de mínimo costo eficiente posible para los clientes. Esto se habría conseguido si se hubiere realizado una licitación pública internacional por el suministro, instalación y operación del nuevo sistema para la totalidad de los clientes de las distribuidoras, en lugar de calcular mediante un estudio teórico los costos de inversión y operación del nuevo sistema y fijar los costos teóricos en las tarifas de los clientes. Así, se podría haber asegurado traspasar los mínimos costos posibles a los clientes por los nuevos sistemas de monitoreo y control y al mismo tiempo dar mayor transparencia a la ciudadanía.

En segundo lugar, la definición de quién es el propietario de la información generada por los medidores inteligentes y quién tendrá acceso a ésta es un aspecto de vital relevancia. Estimamos que la información debe pertenecer al cliente regulado, quién tendrá la decisión de compartir la información con terceros. La distribuidora debe tener acceso a esta información sólo para los fines de la NTCSSD y para calcular los cobros y pagos de electricidad. Los medidores inteligentes aportan importantes beneficios a los clientes porque generan información de consumos hora a hora que puede ser analizada por terceros independientes de las distribuidoras, debidamente autorizados por los mismos clientes, diseñando y promoviendo nuevos servicios que permitan a los clientes usar aún más eficientemente la energía, pudiendo llegar incluso a mejorar el confort térmico de las viviendas junto con reducir el consumo de energía. El tipo y calidad de información que producen los medidores inteligentes ha permitido en mercados más desarrollados nuevos productos y servicios para los clientes. En Chile también es posible.

En este aspecto, el acceso a la información obtenida por los medidores inteligentes es clave para que exista competencia y que los beneficios lleguen a los clientes. Los prestadores de nuevos servicios a los clientes deben tener acceso a esta información en las mismas condiciones que las distribuidoras. También se debe revisar que las distribuidoras sean las dueñas de los medidores y administren la información registrada en ellos, como hasta ahora está previsto; una solución más eficiente y transparente es que esa función la realice una empresa especializada e independiente de las distribuidoras, la cuál administraría la información entregando lo estrictamente necesario a las distribuidoras y la totalidad de la información al cliente o quién éste último decida otorgar acceso.

El tercer y último aspecto tienen relación con los beneficios potenciales adicionales vinculados con los medidores inteligentes y los plazos de implementación.

Uno de ellos es que con los medidores inteligentes es posible que los clientes pudiesen conocer y aprovechar precios diferenciados para cada hora en que ellos consumen electricidad. En efecto, regulatoriamente es posible diseñar tarifas para los clientes residenciales en cada hora del día. En los períodos del día en que es bajo el consumo de electricidad los precios pueden ser muy inferiores a los períodos diarios de alto consumo. Así, cada cliente podría saber automáticamente cuáles son las horas con bajos precios y cambiar su comportamiento para que sus principales consumos ocurran a esas horas, por ejemplo, usar la calefacción eléctrica, calentar el agua con termos eléctricos, cargar el vehículo eléctrico o equipos de almacenamiento, planchar la ropa, etc. Con los medidores antiguos no es posible diferenciar en qué hora del día se consume la electricidad y por ello se fija un mismo precio para todas las horas de cada mes, eliminando toda señal para que los clientes hagan un uso eficiente de las instalaciones eléctricas. El desarrollo de nuevas tecnologías de IoT (internet de las cosas) e inteligencia artificial (AI) permitirá en un futuro cercano gestionar los consumos de los hogares, comercio e industria y de esta forma adaptar la curva de consumo para reducir la cuenta de energía.

Por último, los medidores inteligentes son la puerta de entrada para que los clientes puedan pasar de ser simples consumidores a tener el doble rol de consumidores y generadores de electricidad, en especial los clientes residenciales. Los costos de instalación de generación fotovoltaica han venido disminuyendo año tras año hasta llegar a ser en la actualidad más convenientes que los costos del suministro proveniente de los generadores tradicionales. Contar con medidores inteligentes hace más expedito para los clientes transformarse en generadores fotovoltaicos. Otro motivo para disminuir el plazo de reemplazo del total de los medidores antiguos.

En todo caso y para evitar interpretaciones inadecuadas, cabe destacar que lo que podrán ahorrar los consumidores que pasen a ser a la vez generadores, es sólo el costo de generación de la energía disponible desde las redes eléctricas. No obstante, se entiende que todos aquellos que hagan uso de las redes de distribución, tanto los clientes que retiran cómo los que inyectan energía, debieran pagar por la infraestructura de distribución. Con la entrada de los recursos energéticos dispersos  o DER (energía solar fotovoltaica, baterías, plantas virtuales, microredes, etc) los flujos de las redes de distribución comenzarán a ser bidireccionales. En este sentido, es necesario que en la nueva ley de distribución revise el rol y la obligación que tendrán las distribuidoras en la prestación de servicios que son necesarios para habilitar la introducción masiva de los DER y los esquemas de remuneración respectivos.

Estos beneficios pueden hacerse realidad en plazos bastante menores a los siete años que contempla la NTCSSD para el reemplazo de la totalidad de los casi 6,5 millones de medidores antiguos. Existe experiencia internacional de reemplazo de medidores antiguos por cifras muy superiores y en plazos más acotados. Las mismas distribuidoras saben que es posible reducir significativamente el plazo para reemplazar todos los medidores, y en este sentido estimamos que deberían acortarse.

En resumen, en el marco de exigencias de mejores estándares de prestación del servicio público de distribución, el reemplazo de los medidores antiguos por medidores inteligentes es un paso importante en la dirección correcta desde el punto de vista de los clientes regulados de distribución, aunque ello representa en definitiva un mayor costo inicial para los usuarios. Pero este plan se pudo haber implementado de mucho mejor forma, también desde el punto de vista de los clientes regulados. En este sentido, creemos que el debate debe apuntar a los tres aspectos aquí mencionados;

a) la fijación del precio de los medidores inteligentes,

b) el acceso y manejo de la información generada por los medidores inteligentes y

c) los plazos para el cambio total de los medidores inteligentes. 

 

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