GENERACIÓN DISTRIBUIDA

Generación distribuida. Pros y contras de un mercado en crecimiento.

La Ley Nº 27.424, publicada a finales del año 2017, creó el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública, esto significa que en adelante estamos todos autorizados a generar energía renovable (fotovoltaica) para autoconsumo e inyectar los excedentes a la red eléctrica, y convertirnos así en “prosumidores” (vocablo surgido del mestizaje “productor–consumidor”).

Hasta aquí, no hay dudas. Sin embargo, hay algunos aspectos muy relevantes de nuestro sistema eléctrico que debemos tener en cuenta y que se relacionan con la estructura tarifaria. Más aun, se relacionan con la boleta de luz que recibimos mensualmente.

El costo de la tarifa eléctrica que pagamos se compone de los siguientes elementos:

  • Precio estacional: consiste en el costo al que se adquiere energía y potencia en el mercado mayorista, y que luego se vende a los usuarios.
  • Transporte: representa el costo asociado a transportar la energía desde el punto de generación hasta las redes de distribución.
  • Costo propio de distribución (“CPD”): es el costo de tener a disposición las redes de distribución, operarlas y mantenerlas.

Por lo tanto, el monto de las facturas de luz se reparte entre los generadores, los transportistas y las empresas distribuidoras.

Específicamente con relación al componente de CPD en una factura, éste es definido por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ENRE”) para el caso de EDENOR y de EDESUR, y por el ente regulador que corresponda para las distribuidoras del resto del país.

En el caso del ENRE, el CPD está incluido en el costo fijo para los usuarios T2 y T3 (medianas y grandes demandas), mientras que está repartido en el costo fijo y el costo variable en el caso de los usuarios T1 (residenciales). Esto es así para evitar que los usuarios T1 tengan un costo fijo muy alto que afecte en exceso a los sectores más vulnerables.

Teniendo en cuenta la distribución del CPD en el costo fijo y el costo variable para las facturas de los usuarios T1, necesariamente debemos concluir que, si estos usuarios disminuyen su consumo de energía, entonces habrá menos dinero disponible para el mantenimiento de las redes de baja tensión.

Ahora bien, el diseño de red de distribución se dimensiona en función de la potencia requerida por los usuarios y no por la energía demandada, de manera que la incorporación de generación distribuida no modifica el diseño de la red. Tengamos presente que la generación distribuida puede inyectar energía a la red, pero por su naturaleza intermitente, no puede garantizar potencia, de modo que la red de distribución deberá seguir diseñándose “como si” no hubiera generación distribuida.

Imaginemos concretamente la red de energía de la Ciudad de Buenos Aires, que tiene uno de sus picos de potencia entre las 20 y las 23 horas, cuando todos hemos regresado a nuestras casas. La energía fotovoltaica no puede atender esta demanda, por lo tanto la red tiene que estar preparada para suministrar energía convencional a todos los usuarios.

Gráfico 1. Curva Típica de Generación Eléctrica MEM.

Entonces, de lo dicho hasta ahora tenemos que:

  1. La red de distribución se mantiene con los ingresos según el CPD;
  2. El CPD de los usuarios T1 está parcialmente incluido en el costo variable, por lo que a menor consumo de estos usuarios, menor CPD para mantenimiento de redes;
  3. La generación distribuida reducirá el consumo variable registrado en las facturas de los usuarios T1, reduciendo con ello la disponibilidad de dinero para mantenimiento de la red; y
  4. Igualmente la red eléctrica deberá mantener su dimensión actual para atender la demanda pico que no utiliza generación distribuida.

Entonces lo que vemos es que, bajo el sistema de net-metering propuesto por la Ley 27.424 (ver más abajo),  deberá redefinirse el CPD de la estructura tarifaria de los usuarios residenciales, a fin de que se generen ingresos suficientes para mantener la red de distribución, ya que la generación distribuida trastocará el esquema actual por el cual los usuarios T1 contribuyen a su operación y mantenimiento en función de su consumo de energía, pero el dimensionamiento de la red se realiza por la demanda de potencia, que no se modificará con la generación distribuida.

Desde ya, estamos hablando de un escenario con alto grado de penetración de la generación distribuida, que puede darse dentro de varios años. Pero es un momento oportuno para plantear la discusión: ¿quién asumirá el costo de mantener la red de distribución?

Los prosumidores podrán plantear válidamente que ellos utilizan la red en menor medida, y por lo tanto no hay razón para que se recargue en ellos esos costos.

Por su parte, el resto de los usuarios residenciales (T1) podrán argumentar que la dimensión de la red no se modifica con la incorporación de generación distribuida, de manera que los prosumidores deberán asumir la parte del CPD que les corresponde, independientemente del consumo variable que se registre en sus facturas.

Alguien dirá también que esos costos los debe asumir la empresa distribuidora, pero lo cierto es que esas empresas operan únicamente con lo que cobran en las facturas, esto significa que en última instancia siguen siendo los usuarios quienes pagan todos los gastos del servicio de distribución. Es claro que esas empresas trasladarán los costos de mantenimiento de la red a los usuarios, ya sean prosumidores o no.

Vemos entonces que nos enfrentamos a una dicotomía: penalizamos a los usuarios que no generan energía renovable incrementando el CPD; o imponemos un mayor costo a los prosumidores (o como se dice comúnmente, ponemos un “impuesto al sol”).

A fin de contribuir a la confusión general, recordemos también que en la actualidad se aplican reducciones del 10% o 20% a la factura de luz si se reduce el consumo. ¿Cómo se articula este beneficio con la generación distribuida?

 

¿Un medidor bidireccional o dos medidores unidireccionales?

Anticipamos lo que para nosotros sería una solución al problema planteado: utilizar dos medidores unidireccionales y conectar los equipos de generación distribuida directamente a la red.

Explicamos por qué.

Piense el lector qué ocurre con la generación distribuida al interior del domicilio cuando parte de la energía generada se utiliza para autoconsumo y el remanente se inyecta a la red de distribución. ¿Cómo medimos la energía que entra y sale? Las alternativas son dos: un solo medidor bidireccional, o dos medidores.

Si colocáramos un medidor bidireccional, registraríamos solamente la energía que pasa por ese medidor. Normalmente un medidor se coloca en el exterior de la casa del usuario, de manera que hasta allí llega el ámbito de acción de la distribuidora. Un medidor bidireccional mediría cuánta energía entrega la distribuidora y cuánta energía entrega el prosumidor, pero no podría registrar cuánta energía fotovoltaica fue generada y consumida por el propio prosumidor.

El esquema de esta clase de medidores sería el siguiente:

Figura 1. Esquema de medición  con un medidor bidireccional.

Como vemos, los electrones generados por el panel fotovoltaico que fueron consumidos por la heladera del prosumidor no se registraron en el medidor bidireccional. Precisamente esa generación autoconsumida es la que reduce la demanda de energía a la distribuidora y, por lo tanto, reduce el CPD.

Por otra parte, si la regulación dispone instalar medidores bidireccionales, será necesario redefinir la estructura tarifaria de los usuarios residenciales para articular los costos del CPD, como se mencionó anteriormente.

Nuestra conclusión es que la instalación de medidores bidireccionales provocará una distorsión en los incentivos de eficiencia energética al ocultar el consumo real de los prosumidores. Pero además, con este esquema se perderá el dato real de la demanda del prosumidor, dificultando el dimensionamiento de la red y comprometiendo así la calidad del servicio de distribución de energía.

Consideramos que todos estos aspectos se podrían salvar si la instalación de generación distribuida se conectara directamente a la red eléctrica como una instalación independiente y se midiera en forma individual. De esta manera la demanda de energía a la red no se modificaría, no se afectaría el CPD y podría mantenerse adecuadamente el beneficio por reducción del consumo.

Este esquema de medición, a través de dos medidores unidireccionales sería el siguiente:

Figura 2. Esquema de medición con dos medidores unidireccionales.

Con este sistema de medición es posible mantener los datos de consumo y generación de los clientes. Ello permitirá un adecuado dimensionamiento de la red y facilitará la creación de incentivos a la generación distribuida, ya que la inyección de energía podrá estimarse adecuadamente en función de la potencia instalada y la ubicación geográfica.

El costo extra que supone un nuevo medidor unidireccional es realmente ínfimo en relación con el costo de un equipo de generación solar fotovoltaica (cuesta aproximadamente unos U$S 30).

 

(Des) incentivos a la generación distribuida. El net–metering.

De acuerdo con el artículo 12 de la Ley 27.424, la energía inyectada a la red –y solo la inyectada- por cada prosumidor será compensada según el esquema de balance neto de facturación o “net–metering”. Esto implica que se reconocerá al prosumidor por la energía inyectada, un valor en pesos ($) equivalente al precio al que compra la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incluido el costo del transporte.

La inquietud que nos planteamos es si este sistema de compensación convertirá en rentable una instalación fotovoltaica.

Al compensar la energía demandada con la energía inyectada, el incentivo económico para la instalación de fuentes de generación de energía fotovoltaica dependerá del valor de los equipos y del valor de la energía (kWh). La autoridad de aplicación se queda sin la herramienta de incentivo a la generación distribuida que supone el reconocimiento de una tarifa diferencial (denominado “feed-in tariff”).

Un panel fotovoltaico de 1,5kW, adecuado para una casa familiar, genera anualmente en el Área Metropolitana de la Ciudad de Buenos Aires aproximadamente 2.000 kWh, por lo que para un usuario T1R5 (con un consumo mensual entre 450 y 500 kWh) representa un valor anual de $ 4.346, en tanto que una la instalación fotovoltaica tiene un costo aproximado de U$S 4.000.-

Si bien esperamos que suban los costos de la energía y baje el precio de los paneles, todavía estamos lejos de un equilibrio que justifique la inversión. Es necesario entonces acercarle al potencial prosumidor un esquema financiero que lo incentive a desembolsar los costos necesarios para la instalación de paneles fotovoltaicos, por ejemplo, con una tarifa diferenciada para la inyección de energía. En tal caso, la autoridad de aplicación (Ministerio de Energía o Secretaría de Energía) contaría con una herramienta para incentivar o –llegado el caso- desincentivar la generación distribuida, de manera que esta pueda adecuarse a las necesidades de la demanda. Así lo viene haciendo desde hace años la provincia de Santa Fe, con un caso de éxito a pequeña escala.

En algunos países donde la generación distribuida se ha desarrollado, fueron implementados distintos métodos de incentivo. Reconocidos organismos internacionales, como IRENA y IEA, realizaron estudios sobre la evolución de los métodos de incentivos, de los que resulta claramente la importancia que ha tenido (y aún hoy tiene) el feed-in tariff.

Figura 3. Métodos de Incentivos a la Generación Distribuida (Fuente: IEA,2016)

Conclusiones

Como dijimos, la generación distribuida obliga a reconfigurar la estructura del CPD, ya que el mantenimiento de la red eléctrica depende, parcialmente, de los consumos variables de los usuarios residenciales. Al disminuir el consumo variable de los prosumidores, el costo de mantenimiento de la red eléctrica recae con mayor peso sobre el resto de los usuarios, sin embargo la red se dimensiona según la potencia demandada, y no en función de la energía consumida. Esto significa que los prosumidores exigirán proporcionalmente lo mismo de la red eléctrica, pero contribuirán en menor medida a su mantenimiento.

Una opción simplificadora sería volcar íntegramente el CPD en el cargo fijo, pero afectaría a los sectores de menores ingresos, ya que encarecería el costo de la factura para quienes consumen menos. Tendrá oportunidad el regulador de analizar en qué medida ello podría compensarse mediante la tarifa social.

Por otra parte, el uso de net-metering condiciona la penetración de la generación distribuida al valor de la tarifa energética y al costo de los equipos generadores. El atraso tarifario y los vaivenes económicos del país serán claros obstáculos para el éxito de la generación distribuida mientras no exista una tarifa de incentivo que brinde una alternativa desde la regulación.

Por último, vemos que a través de diversos mecanismos de financiación el Estado realizará aportes para la adquisición de equipos de generación distribuida, sin embargo renuncia voluntariamente a recabar información sobre la energía generada por ese medio. A menos que la generación distribuida sea medida (esto es, mediante un medidor individual unidireccional) no sabremos jamás cuánta energía fotovoltaica se genera en forma distribuida. Por lo tanto, el Estado carecerá de información básica para crear incentivos o desincentivos a la generación distribuida y, más grave aún, utilizará dinero de los contribuyentes para financiar proyectos de generación distribuida cuyos resultados serán un misterio.

Estamos muy satisfechos con la sanción de la Ley 27.424, sin dudas es un paso adelante muy importante, pero tenemos todavía mucho camino por recorrer para que los beneficios de la generación distribuida no resulte en un sobrecosto para otros usuarios. Sería una pena no aprovechar las enseñanzas que la generación distribuida dejó en otros países, y como bien dijo Arturo Adasme Vázquez “el hombre inteligente aprende de sus propios errores, el sabio aprende de los errores de los demás”.

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