Transición energética en América Latina: dónde se necesita invertir en distribución

Una investigación encargada por la asociación latinoamericana de distribuidoras eléctricas Adelat y realizada por la consultora Grupo Mercados Energéticos determinó que se necesitarían US$431.000 millones en inversión en el sector hasta 2040 en un escenario de “transición efectiva”.

Se analizaron los siete países donde Adelat tiene afiliados: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú.

El escenario de transición efectiva de Adelat se basa en los objetivos establecidos en un estudio realizado por la firma de servicios profesionales Deloitte sobre los países europeos de cara a 2030.

Un segundo escenario, denominado de transición “parcial”, contempla que se alcance aproximadamente la mitad de los objetivos.

La directora ejecutiva de Adelat, Alessandra Amaral, explicó a BNamericas las principales cifras de inversión obtenidas.

“Los resultados muestran que, en el escenario de transición energética efectiva, se requiere una inversión total de US$289.000 millones además de la tendencia de crecimiento de US$143.000 millones, haciendo un total de US$431.000 millones para las distribuidoras de los 7 países analizados en una ventana de 17 años”, afirmó.

“En el escenario de transición energética parcial, las inversiones adicionales son de US$174.000 millones que, sumadas a los US$133.000 millones de crecimiento tendencial, hacen un total de US$307.000 millones”.

En el escenario de transición efectiva, por ejemplo, la penetración de la electromovilidad alcanza 20%, la generación distribuida representa el 20% del consumo y la infraestructura de medición avanzada está plenamente desplegada.

“El estudio también califica los beneficios operativos, económicos, sociales y ambientales derivados de estas inversiones, que se traducen en reducciones esperadas en las inversiones y costos operativos actualmente realizados”, agregó Amaral, que precisó que estos beneficios “serán cuantificados en una segunda etapa del trabajo”.

Las conclusiones surgen de un documento de política de Adelat denominado “Sin inversión no hay transición: el futuro de la distribución eléctrica en América Latina”.

Gran parte del rompecabezas tiene que ver con quién pagará finalmente la factura de las obras, tema políticamente delicado. Está el caso de Chile, cuyo objetivo es lograr la neutralidad en carbono para 2050. En Chile, las tarifas reguladas de energía para el usuario final aumentaron abruptamente este año y el gobierno está barajando fórmulas para subsidiar las cuentas de 4,7 millones de usuarios.

Durante la administración anterior, alrededor de 2018, hubo un primer intento de implementar medidores inteligentes. Entonces, la estrategia de cobrar directamente a los clientes generó oposición y detuvo el proceso. Sin embargo, los medidores inteligentes y las tarifas eléctricas por horario de uso se consideran formas de ayudar a los hogares y a las empresas a administrar mejor sus costos eléctricos y a aprovechar mejor la producción diurna de energía renovable. Como están las cosas, a las distribuidoras de Chile se les paga principalmente para garantizar un suministro constante y mantener infraestructura, pero carecen de incentivos regulatorios para invertir.

Durante la reciente presentación de los resultados del estudio, Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, aseguró: “Hay que modificar nuestro marco regulatorio de distribución para dar certezas y beneficios a todos los involucrados, reconociendo las realidades locales de cada empresa e incorporando nuevas tecnologías”.

La reforma a la distribución se considera una de las prioridades legislativas del sector energético de Chile.

Una revisión ejecutiva del documento de políticas pone énfasis en el aspecto financiero.

“Los esquemas de remuneración desempeñan un papel crucial”, afirma. “En un esquema de regulación de precios máximos, los reguladores establecen un límite máximo para las tarifas que los operadores del sistema de distribución [DSO] pueden cobrar, incentivando a las empresas a mejorar su eficiencia para aumentar sus ganancias. Este modelo puede fomentar la contención de costos, pero si los topes de precios se fijan demasiado bajos, puede desincentivar las inversiones necesarias”.

Una revisión ejecutiva del documento de políticas entrega recomendaciones al sector público, los distribuidores y las autoridades reguladoras, además de abarcar otras áreas como esquemas de planificación, financiamiento y remuneración.

“Los resultados del modelo de inversión muestran que la magnitud de las inversiones necesarias para una transición energética efectiva es significativa, y los países de la región deberán movilizar recursos considerables para modernizar sus infraestructuras eléctricas”, señala. “Esto obliga a superar desafíos derivados de las limitaciones financieras, la incertidumbre regulatoria, la resistencia al cambio por parte de algunos actores, y la necesidad de desarrollar capacidades técnicas y operativas en las DSO. Superar estos desafíos requerirá un enfoque coordinado y estratégico, así como el apoyo continuo de políticas públicas favorables a la transición”.

VECTORES

La investigación de Adelat se centró en múltiples vectores considerados vitales para la transición energética: la electrificación de nuevos usos, la electromovilidad, la conexión a generación distribuida, la digitalización y automatización, la infraestructura de medición avanzada, la calidad de servicio, la resiliencia, la modernización de la red, las baterías, la normalización de pérdidas y el servicio universal.

DESGLOSE DE LOS US$431.000 MILLONES DE INVERSIÓN EN LA TRANSICIÓN EFECTIVA

Los investigadores estimaron qué proporción del total requiere cada área.

– Inversión necesaria asociada a mantener el negocio habitual: 33%

– Modernizaciones de la red (reemplazo de infraestructura antigua): 17 %

– Infraestructura de medición avanzada: 12%

– Electrificación de nuevos usos (nueva demanda residencial y empresarial): 10%

– Conexión a activos de generación distribuida: 6%

– Calidad de servicio: 6%

– Digitalización y automatización: 4%

– Electromovilidad: 4%

– Almacenamiento en baterías (asociado a penetración de generación distribuida): 4%

– Servicio universal: 3%

– Normalización de pérdidas: 2%