3 de noviembre de 2025

 

La digitalización está redefiniendo la manera en que Chile opera, gestiona y protege su sistema eléctrico. Desde unidades de medición fasorial hasta subestaciones digitalizadas, el país avanza hacia redes más inteligentes y flexibles, aunque persisten desafíos en interoperabilidad, regulación y adopción de medidores inteligentes. Luis Gutiérrez, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, nos cuenta más sobre este tema. En los últimos años, ¿cuáles han sido los principales avances en digitalización del sistema eléctrico chileno? En los últimos años hemos visto avances importantes en distintas capas del sistema. En transmisión, por ejemplo, se ha fortalecido la medición en tiempo real con la incorporación de unidades fasoriales (PMU) y módulos de medición avanzada que permiten mejorar la observabilidad del sistema.

En distribución, las empresas monitorean y registran las variables eléctricas más relevantes en la cabecera de los alimentadores de media tensión de acuerdo a la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, y también han ido avanzando en incorporar monitoreo a nivel de transformadores secundarios en la red y equipos de operación telecontrolados. Sin embargo, el principal cuello de botella para avanzar en digitalización de la red es la lenta adopción de medidores inteligentes por usuarios finales, lo que arrastra una historia de rechazo post-estallido social, y que mantiene a las redes de baja tensión mayoritariamente alejadas de la digitalización. En este sentido quisiera destacar que los clientes que han adoptado generación solar, han tenido que cambiar el medidor, apoyando indirectamente la digitalización de las redes de baja tensión.

Finalmente, destacar el trabajo de universidades y centros de investigación, como CENTRA, que hoy disponen de laboratorios y simuladores capaces de probar soluciones de gestión y control avanzadas en entornos realistas.

¿Qué desafíos enfrenta Chile para avanzar hacia una red verdaderamente inteligente y flexible?

Desde el punto de vista técnico, uno de los principales retos es la interoperabilidad entre equipos, plataformas y protocolos de comunicación. También enfrentamos desafíos en infraestructura de telecomunicaciones, especialmente en zonas rurales, donde la baja latencia y la disponibilidad de red son claves para la operación en tiempo real. A nivel regulatorio, el desafío pasa por crear un marco que incentive la inversión en digitalización. Hoy las distribuidoras no tienen mecanismos claros para recuperar las inversiones en sistemas de medición inteligente, y todavía falta una definición más concreta del rol del futuro operador de redes de distribución (DSO). Además, es urgente avanzar en normas sobre acceso y privacidad de los datos, y en esquemas que remuneren los servicios de flexibilidad y respuesta de la demanda, aspectos que debiesen estar abordados en una eventual reforma al sector distribución.

¿Cómo impacta la digitalización en la estabilidad, eficiencia y resiliencia del sistema eléctrico, considerando la alta penetración de energías renovables?

La digitalización es un habilitador clave para operar sistemas con alta participación renovable. Gracias a la mayor observabilidad, a través de PMU, sistemas SCADA avanzados o medidores inteligentes, es posible anticipar y responder más rápido ante variaciones o contingencias. Por otro lado, las plataformas digitales permiten mejorar el despacho, reducir pérdidas técnicas y gestionar congestiones de forma más eficiente. Esto se traduce en un uso más inteligente de la infraestructura existente, postponiendo o eliminando en algunos casos la necesidad de refuerzos de red. Y en términos de resiliencia, contar con datos y comunicación bidireccional permite coordinar recursos distribuidos, como almacenamiento o vehículos eléctricos, para apoyar la red durante eventos extremos. Claro que todo esto requiere redes de comunicación robustas y un foco permanente en ciberseguridad. En materia de redes inteligentes o gestión digital de redes, ¿qué experiencias nacionales podrían considerarse referentes? Hay varios ejemplos que vale la pena destacar.

El Coordinador Eléctrico Nacional ha impulsado la instalación de unidades de medición fasorial (PMU) en distintos puntos del sistema, lo que posiciona a Chile entre los países latinoamericanos más avanzados en medición de este tipo. En cuanto a subestaciones, hace algunos años ya existen algunas completamente digitalizadas a través del protocolo IEC61850, en donde los relés reciben señales por comunicaciones en lugar de hacerlo por cableado duro, que es más propenso a interferencias electromagnéticas. En distribución, existen pilotos de integración de baterías en redes de media tensión y puntos de carga de vehículos eléctricos que han permitido probar la gestión activa de recursos distribuidos. También destacan los laboratorios universitarios, en donde es posible realizar pruebas incorporando el concepto de «Hardware in the Loop» que permite generar mayor confianza en la industria al probar algoritmos de control y protecciones en redes simuladas, pero sobre equipos reales.

En este sentido, en la UAI estamos trabajando en un proyecto de Virtual Power Plants que esperamos pilotear durante el 2026 en conjunto con SAESA, donde demostraremos la factibilidad técnica y económica de brindar servicios complementarios y de resiliencia al sistema a través de recursos energéticos distribuidos operados de forma coordinada. Estos proyectos, aunque de escala acotada, son muy valiosos porque generan experiencia práctica y ayudan a definir estándares y modelos replicables para el resto del sistema.

Desde su perspectiva, ¿qué pasos debería dar Chile en los próximos cinco años para consolidar la digitalización de su sistema eléctrico? Creo que Chile tiene una gran oportunidad si logra combinar tres ejes: planificación, regulación e inversión coordinada. En primer lugar, es necesario establecer una hoja de ruta nacional de digitalización que defina prioridades y estándares comunes de interoperabilidad.

En paralelo, se debe avanzar en el despliegue masivo de medidores inteligentes y en plataformas de gestión de datos, siempre con reglas claras sobre privacidad y acceso a la información, además por supuesto de una campaña informativa importante y tarifas horarias que hagan atractiva su adopción para los clientes. También es clave modernizar la infraestructura de comunicaciones, fibra óptica, redes privadas, 5G industrial, para asegurar la latencia y confiabilidad que requieren las aplicaciones redes modernas, habilitando gemelos digitales de las mismas, donde es posible probar distintas estrategias de operación y evaluar sus resultados antes de implementarlas en la realidad.

Finalmente, el marco regulatorio debe evolucionar para reconocer la digitalización como una inversión estratégica y permitir que las empresas recuperen esos costos. Esto incluye habilitar la participación de recursos distribuidos en el mercado y definir mecanismos para remunerar servicios de flexibilidad, que es a lo que apunta también el piloto que comentaba antes. Todos estos pasos son muy relevantes para avanzar hacia una red eléctrica realmente inteligente, flexible, resiliente, y donde los recursos energéticos distribuidos tienen un rol clave.

Gentileza Revista Electricidad