Fórum das Associações do Setor Elétrico mapeou 28 propostas na MP 1.304 que têm apoio de associações de classe.

O setor elétrico mapeou 28 propostas que são consenso entre as associações da classe em relação à MP (medida provisória) 1.304, que propõe uma reforma do setor.

O mapeamento foi conduzido pelo FASE (Fórum das Associações do Setor Elétrico), com suporte técnico da consultoria Volt Robotics.

O documento já foi entregue ao relator da MP 1.304, o senador Eduardo Braga (MDB-AM). A expectativa é de que o relatório seja lido na comissão especial na próxima terça-feira (28).

O consenso construído entre geradores, transmissores, distribuidores, comercializadores, consumidores e fabricantes convergem em torno de três eixos estratégicos: Abertura de mercado com governança sólida; Racionalidade econômica e responsabilidade fiscal; Previsibilidade institucional, modernização tarifária e novos mecanismos de eficiência no setor elétrico.

Veja:

• A abertura plena de mercado, acompanhada de separação contábil e tarifária entre distribuição e comercialização, o que possibilitaria uma melhor competição no setor;
• A criação de tarifas modernas, sinais de preço consistentes com a operação, e a valorização da flexibilidade operativa;
• O fortalecimento das agências reguladoras e a proteção de sua autonomia, o que assegura previsibilidade institucional;
• O redesenho do financiamento setorial – com o teto da CDE, diversificação de fontes e vinculação de políticas públicas ao orçamento da União – o que traria racionalidade fiscal e tarifária para um sistema pressionado por subsídios e encargos.

Na adoção de tarifas inteligentes e sinais de preço, o consumidor sabe em qual horário do dia o custo da geração de energia é mais caro e mais barato, explica o presidente do FASE, Mário Menel.

Dessa forma, há a criação de estímulos aos consumidores, evitando uma sobrecarga voluntária ao sistema.

Durante o dia, o custo da energia costuma ser mais barato porque o sistema elétrico é alimentado por usinas solares e eólicas e baixo consumo, uma vez que as pessoas estão, em geral, fora de casa. Quando anoitece, o sistema para de ser abastecido por usinas solares e há um pico de consumo porque é horário que as pessoas costumam voltar para casa.

“Consenso não significa unanimidade. Se olhar capítulo de autoprodução [por exemplo], há associações que não estão 100% de acordo, mas em benefício de convergir, abre mão para que tenha os princípios elementares do negócio de cada um sejam respeitados”, disse Mário Menel a jornalistas nesta segunda-feira (27).

Abertura de mercado
A MP assegura aos consumidores o direito de escolher o seu fornecedor de energia elétrica. A proposta beneficia pequenos estabelecimentos, como padarias e restaurantes, além de residências e daqueles que já participam do mercado livre de energia.

A abertura gradual desse mercado está prevista para começar em agosto de 2026, contemplando a indústria e o comércio e, posteriormente, em dezembro de 2027, os demais consumidores.

Os geradores, transmissores, distribuidores, comercializadores, consumidores e fabricantes do setor elétrico são favoráveis à abertura de mercado. Em relação à esse eixo, há consenso em relação às medidas:

• Abertura plena do mercado para baixa tensão (93,8% de apoio);
• Separação contábil e tarifária entre distribuição e comercialização (100% de apoio);
• Criação do Suprimento de Última Instância (93,3% de apoio);
• Disciplina para migração e permanência no mercado livre (86,7% de apoio).
• Racionalidade econômica
• A MP 1.304 também limita o repasse de custos da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) para as tarifas.

A CDE é um fundo setorial que financia diversas políticas públicas com recursos de subsídios privados, como Tarifa Social de Energia Elétrica e o Programa Luz para Todos. Na prática, os benefícios concedidos às iniciativas são distribuídos para a conta de luz paga pela população em geral.

Diante disso, as entidades defendem um teto da CDE, de modo a reduzir os repasses aos consumidores gerais. Dessa forma, o que exceder esse teto, será pago pela própria categoria.

Veja as propostas de consenso no setor:

• Teto da CDE e Encargo de Complemento de Recursos;
• Diversificação das fontes de custeio da CDE;
• Criação do Marco de Responsabilidade Tarifária, proposta que prevê mecanismos de controle e maior transparência na concessão deste benefício;
• Eliminação de distorções no rateio de encargos e critérios tarifários.
• Previsibilidade institucional

Nesse eixo, as associações chegaram a um consenso sobre os seguintes princípios:

• autonomia orçamentária das agências;
• tarifas modernas, como horária, multipartes e locacionais;
• aperfeiçoamento da autoprodução de energia;
• Introdução do agente armazenador como instrumento de flexibilidade sistêmica, permitindo a incorporação de sistemas de armazenamento, incluindo usinas reversíveis, como ferramenta para apoiar a transição energética sustentável;
• Aprimoramentos na formação de preços;
• Contratação de flexibilidade para segurança do sistema.

Rejeição
Por outro lado, o setor também chegou a um consenso sobre os pontos que desagradam o setor. Ao todo, há 18 dispositivos rejeitados. Entre eles, estão propostas que geram novos subsídios sem fonte orçamentária, medidas que retroagem aos direitos adquiridos ou criam riscos jurídicos.

No tópico “direitos adquiridos”, o principal ponto de divergência é em relação ao prazo para 31 de dezembro de 2025 para o fim de descontos nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição incidentes no consumo de energia elétrica. O encerramento do benefício atinge grandes indústrias.

Na avaliação das entidades consultadas, o fim do chamado “desconto no fio” traz insegurança jurídica para o setor elétrico.

O documento é referendado por 20 associações que representam geração, transmissão, distribuição, comercialização e fabricantes de energia. São signatárias:

ABCE (Associação Brasileira das Companhias de Energia Elétrica):
Abemi (Associação Brasileira de Engenharia Industrial);
Abesco (Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia);
Abiape (Associação Brasileira dos Investidores em Autoprodução de Energia);
ABiogás (Associação Brasileira do Biogás);
ABIHV (Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde);
Abrace (Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres);
Abraceel (Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia);
Abradee (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica);
Abrademp (Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia de Menor Porte);
Abrage (Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica);
Abrate (Associação Brasileira das Empresas de Transmissão de Energia Elétrica);
Abren (Associação Brasileira de Recuperação Energética de Resíduos);
Adelat (Associação de Distribuidoras de Energia Elétrica Latino-Americanas);
Anace (Associação Nacional dos Consumidores de Energia);
ANE (Academia Nacional de Engenharia);
Cogen (Associação da Indústria de Cogeração de Energia);
UTCAL (Utilities Telecom & Technology Council América Latina);
WEC (World Energy Council).

Fuente: CNN Brasil

Además de la flexibilidad, otro reclamo central es la participación real de las distribuidoras en la toma de decisiones regulatorias. “Los órganos reguladores deben escuchar de una manera activa y empática a los distribuidores”, enfatizó Amaral.

En paralelo, desde la asociación subrayan que el éxito del nuevo modelo dependerá de su capacidad de atraer inversiones a lo largo de toda la cadena del sector eléctrico: generación, transmisión, distribución y comercialización. Y para eso, el modelo debe ser sostenible, claro y confiable. “Es necesario escuchar a todos los actores involucrados. No solo para la regulación de las licitaciones, sino también de la generación distribuida, la medición inteligente y los servicios complementarios”, subrayó  la ejecutiva.

Uno de los aspectos que genera mayor incertidumbre es el impacto del nuevo sistema en los activos de generación existentes en las zonas de concesión. Según el reglamento, incluso las plantas ya en operación deberán pasar por procesos de licitación. Si no son adjudicadas, deberán ser apagadas. Para ADELAT, este punto “podría tener un perfeccionamiento”, ya que desincentiva la eficiencia operativa de activos existentes.

En este contexto, Amaral remarca la importancia de mirar la experiencia de otros países para evitar errores. “Si Brasil tuviera que empezar otra vez con la generación distribuida, algunas medidas serían tomadas de otra manera”, reflexiona. En el país vecino se implementaron esquemas de gobernanza progresiva y reconocimiento de inversiones reales, con metodologías de costos eficientes. Chile, por su parte, ha avanzado en licitaciones, generación solar y medición inteligente, aunque también enfrenta desafíos que Perú puede anticipar.

La presidenta ejecutiva de ADELAT también plantea que se debe discutir hasta qué punto los incentivos a las tecnologías no convencionales son todavía necesarios. “Necesitamos verificar si los renovables ya no se han vuelto competitivos o si requieren más incentivos hoy para su desarrollo”, planteó, destacando que cualquier subsidio mal calibrado puede ser oneroso.

Finalmente, Amaral expresó que la expectativa del sector está puesta en que el reglamento pueda definirse de forma participativa. “Todos esperan que la reglamentación de las licitaciones se finalice, pero que tenga una etapa de diálogo bien directo y bien participativo con las distribuidoras y todos los actores”, aseguró.

Por lo que la expectativa es que Perú pueda convocar sus primeras licitaciones bajo este nuevo régimen durante el próximo año, marcando así un hito en su política energética.

Fuente: Energía Estratégica 

Alessandra Amaral, presidenta ejecutiva de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), analiza los principales desafíos que enfrenta el sector de distribución eléctrica en América Latina en el contexto de la transición energética. Amaral destaca el impacto de las nuevas tecnologías, el cambio climático y la creciente demanda de consumidores más activos, lo que obliga a las distribuidoras a operar sistemas más complejos, resilientes y flexibles. Además, aborda temas clave como el almacenamiento de energía, la pobreza energética, la regulación, las microrredes y la percepción del modelo monopólico. La presidenta ejecutiva enfatiza la necesidad de marcos regulatorios modernos que impulsen la inversión, garanticen la calidad del servicio y promuevan una integración sostenible de recursos energéticos distribuidos. Finalmente, reflexiona sobre el caso peruano y las oportunidades de mejora en términos de apertura de mercado, digitalización y atracción de inversiones.

Desde ADELAT, ¿cómo evalúan la situación actual del sector de distribución eléctrica en América Latina? ¿Cuáles son los principales desafíos comunes que enfrentan las distribuidoras en la región?

El mundo está pasando actualmente por algunas transformaciones importantes. Por un lado, la entrada de nuevas tecnologías, como el IOT, la robotización, el uso de drones a gran escala, la inteligencia artificial y otras. Por otro lado, el cambio climático y la preocupación por la emisión de gases de efecto invernadero con la incidencia de eventos climáticos extremos.

La respuesta del consumidor a estos dos fenómenos es la aparición de un consumidor más activo y exigente en términos de calidad y precio, que quiere tener opciones y generar su energía. Y, con esto, se observa la proliferación de los llamados Recursos Energéticos Distribuidos, que son paneles solares, vehículos eléctricos, sistemas de almacenamiento; caracterizando la descentralización de la red de distribución.

Las distribuidoras deben lidiar con un sistema mucho más complejo, compuesto por flujos de energía bidireccionales. Así, añaden a sus funciones habituales de medición de consumos, control de interrupciones y remuneración de inversiones en la red, otras responsabilidades, teniendo que coordinar múltiples elementos en tiempo real. Es decir, pasar de DNO (Operación de Redes de Distribución) a DSO (Operadores de Sistemas de Distribución).

La transición energética es un proceso en marcha. ¿Qué papel están jugando las distribuidoras en la incorporación de energías renovables y en el desarrollo de sistemas más flexibles y sostenibles?

En ese escenario, hay dos atributos fundamentales en este proceso. En primer lugar, está la resiliencia, que se puede definir como la capacidad de la red para responder a eventos de alto impacto y baja probabilidad, recordando que, con el cambio climático, los eventos climáticos extremos son cada vez más intensos, frecuentes e impredecibles.

El segundo atributo es la flexibilidad, debido a la creciente entrada de fuentes de energía no controlables, como la solar y la eólica.

En este sentido, ADELAT desarrolló un estudio sobre los desafíos de las distribuidoras en América Latina de cara a la transición energética y llegó a la conclusión de que las distribuidoras se enfrentan a 3 macrod desafíos: lograr niveles más altos de calidad de servicio y aumentar la resiliencia de los sistemas de distribución; transformar de manera sostenible la red como una plataforma de conexión e intercambio de un nuevo conjunto de usos y actores; y fomentar la eficiencia económica del sistema eléctrico, acoplando la oferta y la demanda.

En varios países, la expansión del almacenamiento de energía comienza a ganar protagonismo. ¿Qué avances observa en este ámbito y qué rol deberían asumir las distribuidoras frente a esta nueva infraestructura?

En ADELAT, como continuación del estudio que mencioné anteriormente, desarrollamos un análisis sobre las inversiones necesarias para habilitar a las distribuidoras en el marco de la transición energética. En este estudio, dividimos la transición energética en 11 vectores, tales como la conexión a la Generación Distribuida, la actualización para nuevos usos, la Electromovilidad, entre otros; y uno de estos vectores fue el almacenamiento. El punto de partida fue medir el estado inicial de implementación de estas tecnologías, con base en diciembre de 2023.

En términos generales, observamos que la implementación de las tecnologías relacionadas con la transición energética en las distribuidoras de la región de América Latina aún se encuentra en una etapa muy incipiente, y esto es particularmente cierto en el caso del almacenamiento, a pesar de ser un componente clave para la transición energética, especialmente con la incorporación de fuentes renovables no controlables.

Uno de los temas sensibles es la pobreza energética. ¿Qué estrategias o marcos regulatorios se están discutiendo o implementando en la región para garantizar acceso equitativo a la electricidad, sin comprometer la sostenibilidad financiera de las distribuidoras?

América Latina es una región caracterizada por una inmensa riqueza natural y mineral, pero también comparte desafíos económicos y sociales, y el acceso a la energía está particularmente vinculado a estos temas. En el estudio que mencioné sobre la estimación de las inversiones necesarias para habilitar a las distribuidoras de energía eléctrica para la transición energética, por ejemplo, incluimos dos vectores relacionados con el tema de la pobreza energética: el acceso universal a la energía eléctrica y la normalización de pérdidas no técnicas.

Existen iniciativas regulatorias para combatir la pobreza energética que han sido implementadas en varios países. En el caso de Brasil, por ejemplo, la Medida Provisional 1.300 publicada en mayo de 2025 establece la Tarifa Social de Energía Eléctrica, con exención total del pago de la factura de electricidad para las familias de bajos ingresos que consuman hasta 80 kilovatios-hora (kWh) por mes.

Respecto a la regulación, ¿cuáles son las buenas prácticas que ADELAT identifica como clave para asegurar un desarrollo ordenado y eficiente del sistema de distribución eléctrica?

Desde ADELAT, presentamos 3 recomendaciones en términos regulatorios.

Desarrollar mecanismos de incentivos para la mejora continua de la calidad del servicio y para aumentar la resiliencia de los sistemas de distribución. Para ello, los incentivos regulatorios deben: (i) Ser simétricos, con objetivos de calidad y resiliencia; (ii) Proteger a los consumidores «peor atendidos» y promover una mejora generalizada, evitando así centrarse en circuitos de mayor densidad.

Remunerar los costos reales asociados a la base de activos del servicio de distribución: Actualmente, Brasil y Colombia ya practican la remuneración basada en costos reales, pero Argentina, Perú y Chile utilizan la metodología de la empresa de referencia.

Remunerar adecuadamente las inversiones, coherentes con las necesidades y prioridades de la transición energética. Incluir un plan de inversión previamente aprobado por el regulador y auditado periódicamente, recordando que las tecnologías asociadas a la transición energética tienen una vida útil más corta y se vuelven obsoletas rápidamente, dando paso a nuevas tecnologías. La remuneración intraciclo de la revisión tarifaria sería muy importante para esto.

Las microrredes y los sistemas distribuidos están ganando terreno, especialmente en zonas aisladas o con baja cobertura. ¿Qué desafíos y oportunidades representan estos modelos para las empresas distribuidoras tradicionales?

Las microrredes ofrecen varias oportunidades para las distribuidoras. Permiten electrificar zonas remotas donde es técnica o económicamente inviable una conexión tradicional. También pueden operar de forma autónoma durante fallas en la red principal, facilitar la incorporación de fuentes renovables distribuidas y habilitar nuevos modelos de negocio, donde las distribuidoras actúan como operadoras o facilitadoras, prestando servicios de operación, mantenimiento, gestión de datos y almacenamiento. Además, ayudan a reducir pérdidas técnicas y no técnicas al generar y consumir energía localmente.

Sin embargo, también presentan desafíos. En muchos países aún no existe una regulación clara sobre propiedad, operación e integración de las microrredes al sistema interconectado. Si no se regula adecuadamente, pueden causar evasión de usuarios del sistema tradicional, afectando la sostenibilidad financiera de las distribuidoras. La gestión técnica es más compleja y requiere mayor digitalización, sistemas avanzados de control y protección. También hay un riesgo de desintermediación si otros actores operan microrredes fuera del control de las distribuidoras. Finalmente, se necesitan inversiones importantes en infraestructura, automatización, ciberseguridad y capacitación técnica del personal.

Existe la percepción de que la distribución eléctrica opera bajo un modelo monopólico. ¿Cómo responde ADELAT a esa visión? ¿Cuáles son los límites y ventajas de este modelo en el contexto latinoamericano actual?
En realidad, la distribución de energía eléctrica es un sistema bajo concesión, es decir, se trata del servicio de red. Sin embargo, la comercialización de la energía eléctrica presenta distintos niveles de apertura en los países latinoamericanos. Hay países donde todos los consumidores son cautivos, como ocurre actualmente en países como Costa Rica, y otros donde todos los consumidores pueden migrar al mercado libre, como es el caso de El Salvador.

La semana pasada, ADELAT publicó un estudio sobre la apertura de la comercialización de energía eléctrica en el mercado minorista, en el cual se comparan las prácticas regulatorias y comerciales de diferentes países de América Latina, además de presentar ejemplos internacionales sobre este tema.

En el caso específico del Perú, ¿qué opinión tiene ADELAT sobre la situación del sistema de distribución eléctrica? ¿Qué aspectos destacan como fortalezas o debilidades del modelo peruano?

Perú enfrenta desafíos en relación con varios vectores de la transición energética, tales como la electromovilidad, la conexión a la generación distribuida, la implementación de infraestructura de medición avanzada (AMI) y tecnologías de almacenamiento en las redes de distribución. Por otro lado, presenta niveles bajos —en comparación con otros países de América Latina— de SAIFI y de pérdidas no técnicas.

Es fundamental que la regulación evolucione de manera participativa, escuchando a todos los actores involucrados y permitiendo también el aporte de otros países que puedan contribuir con su experiencia en estos temas. Por ejemplo, un punto de evolución es la utilización de la metodología de empresa modelo o empresa de referencia para la remuneración de las inversiones. En algunos países, como Brasil y Colombia, ya se utilizan actualmente metodologías basadas en los costos reales, lo que facilita la atracción de inversiones.

Fuente: Energiminas

https://digital.energiminas.com/edicion/120

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) analiza, en su más reciente informe, “𝗟𝗶𝗯𝗲𝗿𝗮𝗹𝗶𝘇𝗮𝗰𝗶𝗼́𝗻 𝗱𝗲 𝗹𝗮 𝗰𝗼𝗺𝗲𝗿𝗰𝗶𝗮𝗹𝗶𝘇𝗮𝗰𝗶𝗼́𝗻 𝗺𝗶𝗻𝗼𝗿𝗶𝘀𝘁𝗮 𝗲𝗻 𝗔𝗺𝗲́𝗿𝗶𝗰𝗮 𝗟𝗮𝘁𝗶𝗻𝗮: 𝗻𝘂𝗲𝘃𝗼𝘀 𝗲𝘀𝗰𝗲𝗻𝗮𝗿𝗶𝗼𝘀 𝗽𝗮𝗿𝗮 𝗹𝗮 𝗱𝗶𝘀𝘁𝗿𝗶𝗯𝘂𝗰𝗶𝗼́𝗻 𝗲𝗹𝗲́𝗰𝘁𝗿𝗶𝗰𝗮”, los desafíos y oportunidades vinculados a la apertura del mercado de comercialización minorista de energía eléctrica en América Latina. El estudio, basado en experiencias internacionales y regionales, concluye que el proceso de liberalización requiere planificación gradual, regulación flexible e inversión tecnológica para alcanzar un mercado eficiente y participativo.

Conclusiones y recomendaciones

El informe resalta que la liberalización efectiva depende de un enfoque que privilegie cinco ejes principales:

1. Gradualidad y planificación: La apertura debe ser progresiva, iniciando con grandes consumidores industriales y extendiéndose paulatinamente a los usuarios residenciales. Esta etapa piloto permite evaluar impactos, mitigar riesgos y generar confianza.
2. Protección y empoderamiento del consumidor: Es esencial implementar mecanismos de información, plataformas de comparación y normativas que reduzcan los costos de transacción, asegurando que los usuarios comprendan sus derechos, condiciones y alternativas.
3. Inversión en digitalización y modernización: Se deben incorporar sistemas de gestión y medición inteligentes, redes digitales y herramientas de monitoreo que permitan la optimización de la demanda, la eficiencia en la operación y la transparencia en la relación con comercializadores y consumidores.
4. Reglamentación del Proveedor de Última Instancia (PUI): Se recomienda definir claramente el alcance, funciones y mecanismos de selección y remuneración del PUI, para que garantice continuidad y calidad en el suministro eléctrico ante la salida de proveedores del mercado.
5. Supervisión y adaptabilidad regulatoria: Es fundamental la actualización permanente del marco normativo y de las instancias de supervisión, para poder responder a la evolución del mercado, la incorporación de nuevos actores y la innovación tecnológica.

El informe subraya que la competencia minorista ha sido exitosa en países donde la generación es competitiva y el sector cuenta con marcos regulatorios modernos, transparencia informativa y una clara separación entre actividades reguladas y no reguladas.

En el análisis internacional, se identifican buenas prácticas y modelos adaptables, como en Estados Unidos, España y Australia, donde las experiencias muestran la importancia de contar con estándares de protección al consumidor, plataformas digitales robustas y garantías financieras diferenciadas según niveles de riesgo. Se señala que, en algunos mercados, la comercialización minorista fue adoptada inicialmente por grandes agentes y posteriormente habilitada a nuevos participantes y agregadores de demanda y generación distribuida.

El estudio de ADELAT (una organización sin fines de lucro creada a finales de 2021 que agrupa a empresas distribuidoras de electricidad de diversos países de América Latina, como Brasil, Perú, Chile, Colombia y Argentina) advierte sobre la importancia de evitar barreras normativas y administrativas que dificulten la participación de nuevos comercializadores. Para ello, propone simplificar trámites y adaptar requisitos de solvencia financiera y contractual a la realidad de cada segmento, evitando excluir empresas por el tamaño o su pertenencia a grupos con actividades de distribución.

Por último, el documento insiste en la necesidad de articular esfuerzos entre reguladores, distribuidores, comercializadores y usuarios para crear un ecosistema inclusivo, donde el desarrollo de la competencia conviva con la estabilidad del sistema y la protección al consumidor.

Fuente: PV Magazine

En épocas de racionamiento de energía, las miradas apuntan a buscar soluciones desde la perspectiva de las fuentes de generación. Ecuador es uno de esos casos.

No obstante, las empresas de distribución también juegan un rol importante a la hora de buscar soluciones en períodos de estrés energético.

Youtopía Ecuador conversó con Roberto Cajamarca Gómez. Él es colombiano y cuenta con más de 15 años de experiencia en asociaciones empresariales y organizaciones del sector público y privado.

Actualmente se desempeña como Director de Gestión del Conocimiento y Estrategia de la Asociación de Distribuidoras Eléctricas Latinoamericanas (ADELAT).

En países como Ecuador, en épocas de estiaje, el foco suele estar en la generación de energía. Desde su experiencia, ¿por qué es igualmente importante hablar del rol de la distribución eléctrica en este tipo de escenarios?

La distribución eléctrica cumple un rol fundamental en la gestión del suministro durante escenarios críticos, y muchas veces es el eslabón que define si una situación compleja se traduce o no en afectaciones directas para los usuarios.

Las empresas distribuidoras están más cerca de la ciudadanía. Son ellas las que implementan los planes de desconexión programada cuando se requiere, coordinan con usuarios industriales, comunican a la población y gestionan la demanda para evitar sobrecargas o interrupciones no controladas.

Además, en escenarios de estrés, son las redes de distribución las que permiten priorizar el suministro hacia hospitales, sistemas de agua potable, servicios de emergencia y otros usuarios estratégicos.

Esto requiere tener redes modernas, con capacidad de operación remota, segmentación de cargas y respaldo local. No es solo cuestión de cables, sino de inteligencia en la red.

¿Las empresas distribuidoras pueden aportar soluciones?

Las distribuidoras también pueden aportar soluciones que ayudan a reducir la presión sobre el sistema, como la integración de generación distribuida o almacenamiento en puntos críticos, y del uso de tecnologías de automatización y control que permiten redistribuir la carga de forma dinámica.

Incluso, las campañas de eficiencia energética muchas veces son lideradas por las distribuidoras, porque son ellas quienes conocen el comportamiento de sus usuarios y pueden actuar con más rapidez y cercanía.

Por todo esto, desde ADELAT consideramos que fortalecer la distribución es una condición para enfrentar los desafíos climáticos que afectan cada vez más la seguridad del suministro.

¿Cuáles son los principales desafíos que suelen enfrentar los sistemas de distribución durante crisis energéticas vinculadas a sequías o baja disponibilidad de generación hidroeléctrica?

Aunque no son responsables directos del déficit de generación, las distribuidoras están en la primera línea de respuesta frente a sus consecuencias.

El primer desafío es operativo: mantener la calidad y continuidad del servicio en condiciones de estrés. En este escenario, las distribuidoras deben redoblar esfuerzos para coordinarse con los operadores del sistema, reorganizar cargas, aplicar esquemas de rotación del suministro y priorizar zonas críticas.

Esto requiere redes flexibles, automatizadas y con capacidad de monitoreo en tiempo real. Si esas condiciones no existen, el riesgo de interrupciones masivas o descontroladas crece exponencialmente.

¿Qué desafios tienen a la hora de atender la gestión de la demanda y el desagaste institucional?

Un segundo desafío es la gestión de la demanda y la comunicación con los usuarios. En momentos de escasez, reducir picos de consumo o desplazar demanda fuera de las horas críticas puede hacer la diferencia entre mantener o no el servicio en determinadas zonas.

Las distribuidoras están en una posición privilegiada para liderar este tipo de estrategias porque conocen los perfiles de consumo de sus usuarios y tienen canales de contacto directo. Sin embargo, esto requiere que la regulación les permita actuar con rapidez y que cuenten con herramientas tecnológicas adecuadas.

Y un tercer desafío, no menor, es el desgaste reputacional y financiero que enfrentan las distribuidoras. En muchas ocasiones, son percibidas como responsables del corte de energía, aunque el origen del problema esté en la falta de generación.

Esto puede traducirse en pérdida de confianza por parte de los usuarios. Además, en contextos de estiaje, pueden aumentar los hurtos de energía o las conexiones ilegales, lo que impacta directamente en las pérdidas del sistema, poniendo aún más presión sobre la sostenibilidad del servicio.

¿Puede explicar cómo una red de distribución sólida y bien mantenida puede ayudar a reducir el impacto de los cortes o racionamientos de energía?

Existen varios mecanismos mediante los cuales una red robusta mitiga el impacto de estas situaciones. En primer lugar, una red automatizada y con capacidades de monitoreo en tiempo real permite segmentar mejor el servicio.

Es decir, aplicar esquemas de racionamiento más precisos, con desconexiones rotativas bien planificadas y menor afectación a usuarios sensibles, como hospitales, centros de datos, servicios de agua potable o infraestructura crítica.

Por otro lado, una red bien mantenida reduce la probabilidad de fallas por sobrecarga cuando hay que operar al límite de capacidad, evitando interrupciones adicionales a las que ya exige la emergencia.

Además, puede facilitar la integración de soluciones complementarias, como almacenamiento distribuido o generación de respaldo en puntos estratégicos, lo que permite absorber picos de demanda o evitar interrupciones en barrios o industrias específicas. Incluso, en casos donde se recurre a generación móvil o temporal, la red de distribución es la que permite entregar esa energía de forma eficiente a los usuarios.

Una red de distribución fuerte no evita el estiaje ni genera energía por sí sola, pero ayuda a enfrentar una crisis con resiliencia y control. Por eso, invertir en redes no es un lujo ni un reto del futuro, es una condición esencial para proteger a la población hoy. 

¿Qué tipo de estrategias o tecnologías permiten que la distribución eléctrica sea más resiliente frente a escenarios de estrés energético?

Una de las herramientas más efectivas es la automatización de la red; esto incluye sistemas de telecontrol, seccionadores y reconectadores automáticos, que permiten aislar fallas, reconfigurar circuitos y restablecer el servicio de forma remota y en tiempos más cortos en situaciones de alta exigencia, como cuando hay que redistribuir cargas o priorizar zonas críticas.

Otro eje fundamental es la digitalización de la operación, a través de sistemas SCADA avanzados, sensores inteligentes y plataformas de gestión de datos en tiempo real. Estos permiten tener visibilidad continua del estado de la red, anticipar sobrecargas, detectar pérdidas y optimizar la respuesta frente a cualquier contingencia. Además, cuando se combinan con algoritmos de análisis predictivo, ayudan a prevenir fallas antes de que ocurran.

Una tercera estrategia es la planificación de redes resilientes. Esto implica reforzar subestaciones y alimentadores en zonas estratégicas, y aplicar criterios de redundancia, mallado y segmentación para asegurar que la red pueda operar incluso si una parte de ella falla.

Por último, las distribuidoras que cuentan con sistemas de medición inteligente y plataformas de comunicación con sus usuarios pueden activar programas de eficiencia energética, horarios diferenciados o incentivos para desplazar el consumo fuera de las horas pico. Esta flexibilidad reduce la presión sobre la red y minimizar la necesidad de cortes.

En su experiencia internacional, ¿qué buenas prácticas ha observado en países que enfrentan situaciones similares a las de Ecuador en cuanto a estacionalidad hídrica?

En América Latina, varios países enfrentan desafíos similares a los de Ecuador en términos de estacionalidad hídrica y dependencia de la generación hidroeléctrica. Esta condición ha obligado a diseñar respuestas más integrales, donde no solo la generación juega un rol, sino también la transmisión, la distribución y la gestión activa de la demanda.

En Colombia, por ejemplo, las distribuidoras han mejorado la coordinación operativa con los centros de despacho, lo que les permite actuar con mayor rapidez y precisión durante eventos críticos.

Adicionalmente, durante el fenómeno El Niño en 2016, se implementó el programa “Apagar Paga”, con el fin de incentivar el ahorro doméstico e industrial ante el riesgo de racionamiento, a cambio de una compensación económica.

Gracias a la participación de los usuarios y medidas complementarias, se logró reducir el consumo más allá del objetivo, acumulando cerca de 1.200 GWh ahorrados en seis semanas.

Las distribuidoras jugaron un rol clave en la implementación operativa de esta medida, coordinando con los clientes, ajustando la operación de la red y asegurando que los beneficios de la reducción de carga fueran aprovechados de manera eficiente.

¿Qué avances se están dando en cuanto a digitalización o redes inteligentes, que podrían ser útiles para países con infraestructuras eléctricas en desarrollo o en proceso de modernización?

Como ya se mencionó, uno de los avances más importantes es la automatización de redes de media tensión, mediante la instalación de reconectadores, interruptores telecomandados y sistemas SCADA.

Otro avance clave es el despliegue de medidores inteligentes (IMA) que permiten no solo una lectura remota del consumo, sino también brindar a los usuarios información detallada y en tiempo real sobre su uso de energía, habilitar tarifas horarias, y detectar problemas como pérdidas, fraudes o deterioros en los activos.

Aunque la inversión inicial puede ser significativa, países como Uruguay (con más del 80% de cobertura) o Costa Rica (con más del 50%) han demostrado que es una herramienta esencial para modernizar la relación entre usuario y empresa, y para gestionar la red de forma más eficiente. En Perú y Colombia ya se están desarrollando pilotos para su despliegue masivo.

La digitalización de la operación mediante plataformas de gestión de activos, análisis predictivo y sistemas de información geográfica (GIS) también está permitiendo a las distribuidoras anticiparse a fallas, optimizar el mantenimiento y priorizar inversiones. La digitalización y las ‘smart grids’ (redes inteligentes) son ahora una necesidad para garantizar la sostenibilidad y la eficiencia del servicio.

¿Qué tipo de planificación o coordinación institucional considera clave entre los sectores de generación, transmisión y distribución para afrontar eventos como los del estiaje?

En primer lugar, es fundamental contar con mecanismos de planificación conjunta, donde se evalúen escenarios de estrés de manera anticipada y se simulen impactos sobre el sistema completo. Estos ejercicios permiten definir umbrales de riesgo, protocolos de actuación y responsabilidades específicas de cada agente.

Si el generador sabe que su capacidad puede verse reducida, el transmisor conoce los límites de evacuación de energía, y el distribuidor anticipa los puntos críticos de la red, entonces el sistema puede prepararse para una respuesta más ordenada y menos traumática para los usuarios.

También es clave el establecimiento de mesas de coordinación operativa, formadas por el operador del sistema, generadores, transportistas y distribuidoras, con participación del regulador y del Ministerio de Energía.

Estas instancias deben tener capacidad de decisión ágil para definir medidas como redistribución de cargas, priorización de clientes sensibles, rotación de suministro o activación de planes de gestión de la demanda.

Además, es necesario garantizar el flujo de información en tiempo real. Las distribuidoras deben saber con anticipación qué volúmenes de energía estarán disponibles, en qué horarios y bajo qué condiciones.

A su vez, pueden aportar datos valiosos sobre la demanda, zonas de riesgo, posibilidades de respuesta local y evolución del comportamiento de los usuarios. Esta interoperabilidad puede evitar decisiones ineficientes o descoordinadas que agraven la crisis.

Todo lo anterior debe estar respaldado por un marco regulatorio flexible y orientado a la resiliencia, que permita a las empresas invertir en tecnologías de automatización, digitalización, almacenamiento o generación de respaldo, y que reconozca su rol activo en la gestión de emergencias.

¿Cuáles son las principales inversiones que deberían priorizarse en distribución cuando se anticipan escenarios climáticos adversos?

Como se indicó, es importante invertir en digitalización y automatización de la red que permita a las distribuidoras anticipar sobrecargas, detectar activos en riesgo, tomar decisiones informadas antes de que se produzca una falla, y operar la red de forma flexible cuando hay que redistribuir cargas o priorizar ciertos sectores.

Otra inversión prioritaria es el refuerzo de la infraestructura en zonas críticas. Esto abarca desde la renovación de transformadores, postes y cables en áreas expuestas a eventos extremos, hasta la construcción de nuevas subestaciones o alimentadores redundantes en puntos estratégicos. También puede incluir la soterración selectiva de líneas en entornos urbanos, con alto riesgo de tormentas o incendios.

Un eje importante es la instalación de sistemas de almacenamiento o la habilitación de infraestructura para evacuar energía de respaldo (como plantas móviles o soluciones modulares). Estos activos pueden ser fundamentales en zonas aisladas o en momentos en que se requiere estabilizar la red ante picos de demanda o interrupciones del suministro principal.

En el plano organizacional, es importante invertir en capacitación técnica, protocolos de contingencia y sistemas de información geográfica que ayuden a coordinar la respuesta frente a emergencias.

¿Cómo ve usted el panorama general de la distribución eléctrica en América Latina? ¿Hay un desfase entre la inversión en generación versus distribución?

El avance de la transición energética —con más energía distribuida, mayor electrificación del transporte y nuevas demandas sobre la red— ha dejado en evidencia que la distribución requiere inversiones significativas para no convertirse en el cuello de botella del sistema eléctrico.

Un estudio realizado por ADELAT encontró que, para alcanzar estándares comparables a los europeos hacia 2040, la región requerirá hasta USD 289 mil millones en inversiones adicionales, en un escenario de transición energética efectiva, y USD 174 mil millones en un escenario de transición energética parcial.

El problema es que muchos marcos regulatorios todavía no reconocen adecuadamente estas nuevas necesidades de inversión, ni ofrecen las señales económicas y financieras para hacerlas viables.

Desde ADELAT, promovemos una agenda regional para cerrar esta brecha, con políticas públicas que integren a la distribución en la planificación energética, esquemas regulatorios más modernos, y canales de financiamiento específicos para modernizar redes.

¿Qué oportunidades tienen países como Ecuador para fortalecer su red de distribución sin requerir inversiones multimillonarias, especialmente en el corto plazo?

Existen varias oportunidades de mejora incremental, de alto impacto y bajo costo relativo, que pueden marcar una diferencia significativa en el corto plazo.

La primera y más clara es implementar equipos de automatización de la red en puntos estratégicos. Este tipo de tecnología puede instalarse de manera modular y focalizada, priorizando zonas críticas o de alta densidad, con retornos visibles en la calidad del servicio y la satisfacción del usuario.

Otra oportunidad está en la gestión activa de pérdidas. En muchos países, una parte importante de las pérdidas no técnicas está concentrada en ciertas zonas o circuitos.

A través de análisis de datos, sensores, auditorías móviles y estrategias comunitarias, se pueden implementar programas de reducción de pérdidas que, además de recuperar ingresos, alivian la carga sobre la red. ADELAT desarrolla actualmente una guía de buenas prácticas en gestión de pérdidas, dirigida a distribuidoras y reguladores de la región.

También hay margen para fortalecer el mantenimiento preventivo, especialmente en áreas rurales o de difícil acceso, a través de herramientas simples como inspecciones con drones, sistemas georreferenciados y capacitación técnica local.

Por último, desde el punto de vista regulatorio, es posible avanzar en ajustes normativos que reconozcan progresivamente las inversiones, y que permitan a las empresas distribuir sus recursos con mayor flexibilidad, por ejemplo, a través de esquemas que valoren la resiliencia, más allá del crecimiento de la demanda.

Roberto Cajamarca Gómez. Su trayectoria en el sector energético se ha enfocado en aspectos regulatorios e institucionales de la industria eléctrica, desde entidades como la Superintendencia de Servicios Públicos de Colombia, la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía – Asoenergía y, más recientemente, desde el Grupo Enel. También ha sido consultor en proyectos de desarrollo de mercados energéticos y gestión del conocimiento para la Bolsa Mercantil y la Bolsa de Valores de Colombia. Cuenta con estudios de Economía y Maestría en Ciencias Económicas en la Universidad Nacional de Colombia.

Fuente: Youtopia Ecuador

https://youtopiaecuador.com/distribuidoras-electricas-aportan-soluciones-escenarios-criticos-racionamiento-adelat/

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de América Latina (ADELAT) lanzó una ambiciosa iniciativa destinada a abordar uno de los problemas estructurales más persistentes del sector energético regional: las pérdidas en la distribución de electricidad.

El nuevo Comité de Pérdidas, creado en colaboración con OLADE, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Centro SEDA de la Universidad de Chile, tendrá como objetivo desarrollar una guía práctica para distribuidoras y reguladores.

El enfoque del comité será integral: además de los factores técnicos y regulatorios que inciden en las pérdidas, se incorporarán dimensiones sociales, económicas, culturales y de género. También se incluirá un análisis de la pobreza energética, una problemática crítica en muchas comunidades de América Latina.

La primera reunión del comité se celebró el 17 de julio, con la participación de más de 80 representantes de empresas asociadas, entre ellas Adeera (la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina).

En ese encuentro, se discutieron los ejes principales del trabajo, que en su fase inicial contempla una encuesta regional para identificar experiencias concretas en la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas.

Esta iniciativa da continuidad al webinar realizado por ADELAT en abril pasado, donde se presentó un estudio del BID sobre la economía de las pérdidas eléctricas y se compartieron casos prácticos de empresas distribuidoras de distintos países de la región.

Allí, señalaron que el objetivo es que la guía funcione como una herramienta de referencia regional, capaz de fortalecer tanto la gestión interna de las distribuidoras como el diseño de políticas regulatorias más eficientes y equitativas.

Las pérdidas en la distribución eléctrica son uno de los grandes desafíos del sistema energético en América Latina, con tasas significativamente superiores al promedio de países desarrollados.

Estas pérdidas impactan directamente en la sostenibilidad financiera de las distribuidoras, en la calidad del servicio y en los costos para los usuarios finales. Impactan negativamente en la eficiencia del suministro, incrementan los costos operativos de las distribuidoras y, en última instancia, repercuten en las tarifas que pagan los usuarios.

En muchos países de la región, estas pérdidas superan ampliamente los niveles recomendados internacionalmente, lo que limita el desarrollo sostenible y la inclusión energética.

Además, en muchos casos, la informalidad, las conexiones clandestinas y la falta de inversión en infraestructura se ven agravadas por la falta de estrategias diferenciadas para territorios vulnerables.

El organismo adelantó que avanzará en la recopilación de datos y experiencias, para luego sistematizar la información en una guía regional de buenas prácticas que se espera esté disponible en 2026. Se prevé que el documento sirva también como insumo técnico para nuevas políticas públicas y programas de cooperación regional.

Fuente: Mejor Energía

https://www.mejorenergia.com.ar/noticias/2025/07/21/4397-distribuidoras-impulsan-un-plan-para-reducir-perdidas-electricas-con-enfoque-integral-en-latinoamerica

La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) anuncia el lanzamiento del DSO Brief “Liberalización de la comercialización minorista en América Latina: nuevos escenarios para la distribución eléctrica”.

Este estudio examina cómo la apertura del mercado minorista ha transformado el sector eléctrico en diversas partes del mundo, promoviendo la competencia y permitiendo a los consumidores elegir libremente a sus proveedores de energía.

En este marco, se focaliza en cómo se modifica la función tradicional de las distribuidoras eléctricas en la región. Incluye experiencias locales e internacionales y propone estrategias para gestionar los desafíos regulatorios, operativos y comerciales que surgen en este nuevo contexto.

Se analizan los factores que facilitan o dificultan el acceso al mercado libre por parte de los consumidores, así como las barreras que pueden surgir en la migración y las estrategias regulatorias implementadas para garantizar una transición ordenada y equitativa.

Aquí

Las 5 recomendaciones para abrir un mercado eléctrico

La liberalización del mercado eléctrico es un proceso complejo que requiere un delicado equilibrio entre apertura a la competencia, estabilidad del suministro, protección del consumidor y sostenibilidad del sistema. La experiencia internacional muestra que una liberalización efectiva no solo debe centrarse en la entrada de nuevos actores, sino también en la garantía de condiciones equitativas para todos los participantes, la modernización de la infraestructura y la mitigación de distorsiones.

La regulación debe evolucionar para acompañar estos cambios y garantizar un entorno que fomente la innovación, sin comprometer la estabilidad y accesibilidad del servicio eléctrico. Para ello es fundamental que las normas no sean excesivamente restrictivas ni pongan en desventaja a las comercializadoras vinculadas a las distribuidoras.

Los mercados que han logrado una transición ordenada han implementado estrategias de gradualidad, han promovido la transparencia en la información para los consumidores y han establecido mecanismos de supervisión y ajuste regulatorio para responder a las dinámicas cambiantes.

En América Latina, donde existen diversas realidades en cuanto a la estructura y madurez de los mercados, la liberalización de los mercados debería considerar aspectos como:

• Gradualidad y planificación, permitiendo la adaptación de los agentes, evaluar impactos, mitigar riesgos y generar confianza en el mercado;
• (ii) Protección y empoderamiento del consumidor, con mecanismos de información, plataformas que permitan la comparación de tarifas y comercializadores, y normativas que reduzcan costos de transacción;
• (iii) Inversión en digitalización y modernización de la red, incluyendo sistemas de gestión y medición inteligente que permitiendo la optimización de la demanda y una mayor transparencia;
• (iv) Reglamentación del Proveedor de Última Instancia (PUI) que contemple su alcance, funciones, remuneración y mecanismo de selección; y
• (v) Supervisión y adaptabilidad regulatoria que permita ajustes según la madurez del mercado y la incorporación de nuevos actores.

Las distribuidoras deben desempeñar un papel clave en la implementación de redes inteligentes, la gestión de la demanda y la integración de energías renovables. Asimismo, la digitalización permitirá una mayor transparencia, una optimización de costos y una relación más eficiente con los comercializadores y consumidores. Para alcanzar los objetivos de la liberalización, es necesario el compromiso de los reguladores, los operadores del mercado y las distribuidoras y comercializadoras en la construcción de un marco flexible e inclusivo, donde la competencia pueda desarrollarse en beneficio de los consumidores y de la modernización del sector.

Fuente: Factor Energético

https://factorenergetico.mx/los-retos-y-las-oportunidades-de-la-liberacion-de-los-mercados-minoristas-en-america-latina/

Por Claudio Bulacio (*)

Los sandboxes son entornos controlados donde las empresas pueden hacer simulaciones y experimentar nuevos modelos de negocio, tecnologías o servicios innovadores para mejorar la experiencia de los clientes. En Argentina las empresas distribuidoras de energía eléctrica están dando pasos sólidos en sus estrategias de la mano de la tecnología.

La transición energética está avanzando sostenida y sistemáticamente en la región. La digitalización cambió el vínculo entre usuarios y empresas, y a la vez tiene una profunda injerencia en el servicio. En Argentina las empresas distribuidoras de energía eléctrica están dando pasos sólidos en sus estrategias de la mano de la tecnología. Esto incluye entre otras cuestiones: atención al cliente online, medidores inteligentes, nuevas tecnologías de almacenamiento y modernización de las redes.

Recientemente, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) fue parte del primer Encuentro ADELAT 2025, organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas en Río de Janeiro. Allí estuvimos en el centro de operaciones de Enel. Y en este contexto, la Asociación Brasileña de Distribuidores (ABRADEE) presentó el proyecto de Sandboxes tarifarios en el sector eléctrico de Brasil.

Los sandboxes son entornos controlados donde las empresas pueden hacer simulaciones y experimentar nuevos modelos de negocio, tecnologías o servicios innovadores para mejorar la experiencia de los clientes, esto con ciertas exenciones o adaptaciones de la regulación vigente. A través de estas iniciativas, las empresas impulsan la innovación y se generan entornos donde se abren posibilidades de inversión. La premisa es la búsqueda de la eficiencia y a la vez, recopilar datos que permitan tomar las mejores decisiones.

En Brasil puntualmente, se están llevando a cabo sandboxes tarifarios cuyos resultados preliminares arrojan que hay una necesidad imperiosa de modernización de los sistemas de facturación para estar preparados para nuevos escenarios, donde el usuario podrá gestionar sus consumos, tener información en tiempo real y generar su propia energía. Estos proyectos tienen un ciclo de presentación de pilotos, validación y puesta en práctica donde el regulador tiene un rol clave. La Resolución Normativa ANEEL 966, del regulador de la electricidad en Brasil, establece las condiciones para el desarrollo y aplicación de proyectos piloto que involucren facturación diferenciada por parte de las concesionarias y permisionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica en Brasil. Actualmente, están vigentes más de 10 proyectos simultáneos en diferentes zonas y bajo la administración de distintas empresas de energía.

El avance de la transición energética y estas nuevas posibilidades habilitadas por la tecnología merecen un tratamiento regulatorio que se ajuste a las necesidades actuales del mercado y de los usuarios. En el país vecino hay una baja adopción de la medición inteligente y su implementación es clave para alcanzar la modernización tarifaria, la apertura del mercado y la oferta de nuevos servicios. El futuro nos depara nuevos escenarios donde conviven la medición inteligente, portales de internet, control de voltaje, biocombustibles, generación fotovoltaica, almacenamiento de energía, respuesta de la demanda, entre otros.

La experiencia de Brasil pone en evidencia estas variables y localmente sería conveniente iniciar procesos similares que nos brinden información clave para diseñar el futuro energético que, sin dudas, es eléctrico.

(*) Gerente de Adeera.

Fuente: EconoJournal

Existe consenso en que la reforma al segmento de distribución y la modernización de la red son fundamentales para respaldar una mayor electrificación, en particular para el monitoreo y la gestión en tiempo real del flujo de energía.

Sin embargo, acelerar el proceso requerirá nuevas regulaciones y una gran inversión de capital. Una investigación encargada por la asociación latinoamericana de distribución Adelat reveló que se necesitarían más de US$ 430.000 millones hasta 2040 en un escenario de “transición efectiva”. Este escenario se basa en los objetivos establecidos en un estudio de la firma de servicios profesionales Deloitte para países europeos para 2030.

En el estudio de Adelat, a partir de 2024, se consideraron los siete países miembros que tenía en ese momento: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú. A la fecha se han sumado Costa Rica y El Salvador.

Para conocer más sobre la situación de la región, BNamericas llevó a cabo una entrevista por correo electrónico con el director de conocimiento y estrategia de Adelat, Roberto Cajamarca.

BNamericas: En un contexto de cambio climático y el aumento de activos distribuidos como paneles solares y autos eléctricos, parece que la necesidad de invertir en redes de distribución está intensificándose en la región. Y un paso inicial y crítico para ello sería diseñar políticas públicas adecuadas…

Cajamarca: El diseño de políticas públicas y regulaciones adecuadas es el primer paso, y uno de los más determinantes, para que América Latina pueda adaptar sus redes de distribución al nuevo contexto energético. La transición energética está transformando el rol de las redes de distribución. Estas ya no son solo canales unidireccionales de entrega de energía, sino plataformas activas que deben gestionar flujos bidireccionales, responder con flexibilidad a la demanda y garantizar calidad y resiliencia ante eventos climáticos extremos. Frente a este nuevo paradigma, las políticas públicas deben responder a los siguientes desafíos:

Incorporar una visión de largo plazo, con metas claras y consistentes para la electrificación de nuevos usos, la descarbonización y la digitalización de las redes. Esto es fundamental para alinear los esfuerzos de los reguladores, empresas distribuidoras, inversionistas y fabricantes de tecnología.
Actualizar los marcos regulatorios, incorporando incentivos explícitos para las inversiones en mejora de la calidad del servicio, la resiliencia y la integración eficiente de tecnologías distribuidas. En varios países, las inversiones de las distribuidoras de energía eléctrica siguen siendo evaluadas bajo un paradigma de minimización de costos, que debería ser sustituido por uno de maximización de beneficios sociales del servicio eléctrico.
Crear condiciones habilitadoras para las inversiones, como esquemas de remuneración que garanticen el retorno razonable y oportuno de inversiones coherentes con la transición energética. Esto incluye avanzar de esquemas de remuneración basados en empresas modelo hacia costos reales, reconocer inversiones en activos digitales, permitir mecanismos de remuneración ex ante e incorporar criterios de eficiencia y neutralidad tecnológica.
La transformación de las redes de distribución no ocurrirá de forma espontánea. Requiere planificación estratégica, reglas claras y estables y una visión pública que combine sostenibilidad, eficiencia y equidad. Sin ese primer paso, no será posible movilizar las inversiones necesarias para que la transición energética llegue efectivamente a todos los hogares, empresas y territorios.

BNamericas: Al respecto, ¿cuál es la situación de la región? ¿Hay países que hayan avanzado en este camino?

Cajamarca: La situación en América Latina es heterogénea, pero existen avances en algunos países que están empezando a adaptar sus marcos regulatorios e impulsar inversiones en distribución eléctrica alineadas con la transición energética.

Por ejemplo, Brasil y Colombia hicieron reformas regulatorias para implementar esquemas de remuneración basados en costos reales en lugar de utilizar un enfoque de costos de empresa de referencia. En Colombia se han incorporado incentivos tarifarios para mejorar la calidad del servicio y la posibilidad de que las empresas incluyan nuevas tecnologías en sus planes de inversiones mediante la figura de unidades constructivas especiales. En Brasil, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) ha promovido entornos de prueba o sandboxes regulatorios.

Al mismo tiempo, otros países continúan operando con marcos regulatorios basados en empresas modelo. Esto ha permitido el control de costos, pero presenta limitaciones para reconocer inversiones reales y anticipar la transformación de las redes y, en términos generales, se requiere incorporar en las metodologías incentivos para las nuevas inversiones en aspectos como digitalización y resiliencia de las redes frente a eventos climáticos extremos.

BNamericas: ¿Cuáles son las principales barreras o desafíos a la hora de impulsar una importante ola de inversión en redes?

Cajamarca: Uno de los principales retos para impulsar las inversiones que requieren las redes de distribución eléctrica en América Latina tiene que ver con las reglas del juego. Como ya se mencionó, varios países de la región aún operan con marcos regulatorios diseñados para redes unidireccionales, consumidores pasivos y baja penetración de tecnologías renovables y digitales. En ese contexto, el foco era minimizar costos manteniendo un nivel básico de calidad. Pero la transición energética exige justamente lo contrario: invertir más y mejor, modernizar las redes, digitalizarlas, hacerlas más resilientes y adaptarlas para integrar nuevos actores como la generación distribuida, el almacenamiento y los vehículos eléctricos.

La principal barrera es que muchas de esas inversiones necesarias no están reconocidas ni incentivadas por las regulaciones actuales. Por otro lado, el acceso a financiamiento sigue siendo limitado para muchas distribuidoras, sobre todo en contextos de alta inflación, riesgo cambiario o inestabilidad política. También hay una brecha importante en capacidades institucionales: tanto reguladores como empresas necesitan reforzar sus conocimientos técnicos para incorporar nuevas tecnologías, gestionar redes más complejas y adoptar enfoques más modernos de planificación e incentivos.

BNamericas: Para el ecosistema de proveedores, ¿qué oportunidades podrían generar un aumento de las inversiones en las redes?

Cajamarca: Un aumento sostenido en la inversión en las redes de distribución eléctrica en América Latina abriría una enorme ventana de oportunidades para todo el ecosistema de proveedores de tecnología, servicios e infraestructura. Estamos hablando de una transformación profunda y estructural de las redes, que va mucho más allá de simplemente ampliar capacidad. Se trata de digitalizar, automatizar, integrar generación distribuida, mejorar la calidad del servicio y hacer frente al cambio climático con redes más resilientes.

Esto implica una demanda creciente de soluciones avanzadas en múltiples frentes como sensores, medidores inteligentes, sistemas de gestión y control, almacenamiento con baterías, infraestructura de recarga para vehículos eléctricos, tecnologías para la automatización de subestaciones, soluciones de ciberseguridad y herramientas de análisis de datos, entre muchas otras.

También se abren oportunidades para empresas que ofrezcan servicios de ingeniería, consultoría, operación y mantenimiento, así como para nuevos actores que quieran participar en modelos más descentralizados de provisión de energía, como agregadores de demanda o gestores de microrredes.

BNamericas: El fortalecimiento de las interconexiones internacionales contribuiría a mejorar la resiliencia de los países interconectados. ¿Cuál es la receta de Adelat para que estas interconexiones se materialicen?

Cajamarca: Fortalecer las interconexiones internacionales no solo es deseable, sino estratégico para mejorar la resiliencia, optimizar recursos y acelerar la transición energética en América Latina. Los países de la región tienen una complementariedad natural en sus matrices de generación, y aprovecharla de manera coordinada permitiría reducir costos, mitigar eventos extremos y dar mayor seguridad al suministro.

Para que estas interconexiones se materialicen, se requiere una visión compartida a nivel político y regulatorio, que entienda que la integración energética también permite responder a la variabilidad de la demanda y mejorar la eficiencia del sistema. Desde nuestro punto de vista, es importante incluir a la distribución en la conversación sobre las interconexiones regionales, sobre todo en un escenario donde la generación se vuelve más distribuida y la gestión local de la energía es cada vez más relevante.

Fuente: BNA Americas

https://www.bnamericas.com/es/entrevistas/modernizacion-de-distribucion-electrica-las-claves-para-atraer-inversiones