IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2020 - 56

la red de distribución (incluso si consumen cero o negativo
kWh), de 100 a 219 kWh, lo que es necesario para recuperar
los costos de la red de distribución. Esto reduciría el riesgo
de recuperación de costos de las empresas de distribución.
Aun así, los consumidores sin GD subvencionarían a los prosumidores, ya que ambos estarían expuestos a tarifas volumétricas. En la alternativa 2, el límite mínimo de consumo
sería sustituido por una tarifa fija por consumidor. El análisis
realizado por el regulador mostró que los subsidios cruzados
persistían en este enfoque, ya que a todos los consumidores
se les cobraría la misma tarifa, independientemente de sus
niveles de carga máxima.
La alternativa 5, con un pago en $/kW, resultó ser la más
eficiente en cuanto a la asignación de costos, ya que se cobraría a todos los consumidores en función de su uso (aproximado) de la red (aunque sigue faltando el factor tiempo,
es decir, cuando se produce la carga máxima). El principal
problema de este enfoque es el costo de reemplazar todos los
medidores de baja tensión de los consumidores. Las estimaciones iniciales muestran que el costo de los nuevos medidores representaría un aumento del 13 % para una factura de
electricidad típica. En las alternativas 3 y 4, se aplicaría un
pago fijo para recuperar los costos de la red de distribución.
La diferencia es que, en la alternativa 4, la cantidad a pagar
se basa en el consumo medio de un consumidor durante los
últimos 12 meses, mientras que, en la alternativa 3, el pago
fijo no varía según el consumo. Según el regulador, la alternativa 4 representa el mejor equilibrio entre los costos y
los beneficios (especialmente cuando se considera el costo
de transacción), ya que no habría necesidad de cambiar los
medidores existentes.
En la segunda audiencia, el regulador propuso cinco
alternativas para la medición neta. El mecanismo seguiría
aplicando tarifas volumétricas, pero, contrariamente a la
práctica actual, las tasas variarían para los retiros e inyecciones, diferenciando la producción y el consumo de los
prosumidores. Mientras que el consumo seguiría pagando
toda la cadena de suministro de electricidad, la producción
solo pagaría una parte de ella. La tabla 7 presenta las alternativas. La primera, por ejemplo, corresponde a la práctica
actual, donde la energía producida por la GD se remunera a
un precio que comprende todos los componentes. En cambio, la alternativa 5 remunera la producción de GD al precio
al por mayor (sin incluir los cargos de red y otros cargos
del sector), que es significativamente más bajo que el de la
primera opción. La alternativa elegida funcionará temporalmente, hasta que se alcance el umbral de penetración de GD
previsto, lo que permitirá a los reguladores elaborar políticas
que promuevan activamente la GD a corto plazo y dará a los
inversionistas la certeza del tiempo que durará ese programa.

Comentarios finales
La transición hacia redes eléctricas económicas, confiables
y de bajo carbono en América Latina no es fácil, ya que se
necesita un cuidado especial para evitar que las facturas de
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electricidad suban más allá de los niveles asequibles. La
equidad y la justicia son muy importantes para la variedad
de niveles de tarifas y resultados deseables de los servicios
de red, como los niveles de calidad y confiabilidad, entre los
usuarios de la red, lo que hace que la reglamentación y tarificación de la red sean particularmente difíciles. Ilustramos
las preocupaciones normativas en América Latina, centrándonos en Chile y Brasil, relacionadas con la búsqueda de
las reglamentaciones correctas de control de precios para las
redes de distribución a fin de lograr los objetivos de la política energética de la manera más efectiva.
El equilibrio entre los costos y los beneficios del sector
de distribución requerirá un enfoque más activo hacia la
operación de la red para aprovechar las tecnologías innovadoras de redes inteligentes y crear oportunidades para que
las soluciones basadas en OPEX (más rentables) desplacen
a las soluciones basadas en CAPEX. Los usuarios de la red,
especialmente las FED en forma de GD, almacenamiento,
demanda flexible, etc., tendrán que cooperar desplegando y
gestionando adecuadamente su equipo. Esto requerirá el uso
de medidores inteligentes y nuevas tecnologías de la información, señales de precios y otras señales de control que
deben ser administradas en tiempo real.
Las normativas basadas en incentivos (que en la mayor
parte de América Latina se prefieren por sobre las normativas sobre el costo de los servicios) y las estructuras tarifarias
deben evolucionar para alinear los objetivos de las políticas
públicas y privadas, incentivando a las empresas de la red y
a los usuarios (productores, consumidores y prosumidores) a
actuar de forma consecuente. Gracias a una evolución en el
enfoque, se espera que los reguladores asuman un papel más
activo en el escrutinio de los datos de las empresas reales en
relación con los costos, los activos y los planes. Las normativas tendrían que ofrecer garantías, recompensas y sanciones
adecuadas a las empresas y los usuarios, motivándolos a desplegar soluciones eficientes alineadas con la política pública,
especialmente la confiabilidad. También deben velar para
que las tarifas resultantes sean asequibles para todos, incluidos los consumidores vulnerables de las zonas rurales. Esta
evolución será un reto en América Latina, ya que requerirá
más recursos normativos, y es que la práctica histórica se ha
basado en enfoques más sencillos con una carga y un costo
de implementación bajos.

Agradecimientos
Agradecemos el apoyo financiero de la Agencia Nacional
de Investigación y Desarrollo de Chile (a través del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería CONICYT PIA/
BASAL con la subvención AFB180003; el Fondo Nacional
de Desarrollo Científico y Tecnológico con las subvenciones
1181928 y 1181136; el Fondo Nacional de Desarrollo Científico y Tecnológico/Iniciación con la subvención 11180875;
el Fondo para el Financiamiento de Centros de Investigación
en Áreas Prioritarias con la subvención 15110019; y el FONDEF IDeA con la subvención número ID19I10158). También
mayo/junio 2020
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