Si imaginamos un futuro con una alta fracción renovable, la generación distribuida se transforma en una componente importante. Con la inserción de nueva tecnología de generación modular, surge el rol de los pequeños generadores como nuevo paradigma y esto plantea nuevos modelos de negocio que históricamente no existían o no estaban definidos.

Y con todo esto, ¿cómo hace el pequeño generador para interactuar con la red eléctrica pública y vender sus excedentes? ¿Quién administra estas transacciones? ¿Qué procedimientos y regulaciones deben crearse para que pueda insertarse esta figura en el mercado? ¿Cómo convive este nuevo rol con los roles existentes en el mercado, a saber: grandes generadores, distribuidoras, transportistas, etc? ¿Puede o debe el pequeño generador vender directamente energía en el mercado eléctrico y ser tratado como un generador? ¿O debe venderla a través de agentes mayoristas que optimicen las transacciones de manera competitiva? ¿A qué precio se pagarían los excedentes del prosumidor? ¿Serán atractivas las remuneraciones de energía para el prosumidor? ¿Recuperará el prosumidor su inversión? ¿Qué criterios de costeo deben suponerse para desarrollar incentivos?

1.1.1. Modelos de Negocio Forzados

Durante las últimas décadas del siglo XX y primeras del XXI, han surgido normativas que regulan la generación distribuida en diversos países de Europa y Norteamérica. Estas normativas generan modelos de negocio nuevos, que según el caso del país, han sido o bien forzados, o bien competitivos y naturalmente implementados. Un modelo de negocio puede considerarse de introducción forzada si:

a. crea un rol nuevo para los generadores distribuidos que no.

b. se desarrolla con una política de incentivos al precio se inserta por definición de manera adecuada en el esquema de roles o modelos de negocio del mercado existente; inadecuadamente aplicada a lo largo del tiempo, sin combinarla con un modelo de cuotas de máxima de potencia anual o de reducción pautada del incentivo en el tiempo.

El caso español de generación distribuida es un ejemplo de introducción forzada de generación distribuida, producto de un desarrollo incompleto de política de incentivos. En 2008, España sobre-estimuló con subsidios el mercado de distribuida en un período de 2 años, llegando a los 3.2 GWp instalados durante ese plazo, y luego con el advenimiento de la crisis financiera global, debió recortar esos incentivos de manera abrupta, destruyendo en poco tiempo a aproximadamente el 70% del nuevo mercado creado. Luego de esto y parcialmente influenciado por su experiencia, el país ibérico ha modificado sus políticas para contrarrestar el sobre-estímulo a la generación distribuida, introduciendo impuestos, reduciendo tarifas, y esto ha provocado fricciones internas en la nueva industria (Beato, 2015).

1.1.2. Experiencias y Exploración de Modelos de Negocio en Argentina

En Argentina, entre los años 2013 y 2016 se han desarrollado regulaciones provinciales de generación distribuida que no han sido suficientes para propulsar la inserción de estas tecnologías de forma. Un motivo posible es que no se ha definido adecuadamente el rol para que el prosumidor se inserte dentro del modelo de negocio del mercado eléctrico argentino existente. Tres distribuidoras provinciales han innovado (de las provincias de Santa Fe, Salta y Mendoza), buscando implementar regulaciones similares a las del mercado europeo, aunque éste difiere al argentino en la naturaleza los agentes que interactúan en él, y por lo tanto, en sus roles, integración vertical, normativas y procedimientos.

Emulando a la iniciativa europea, las nuevas normativas argentinas han buscado responsabilizar a los distribuidores de energía por la gestión y la compra de las inyecciones de excedentes de energía de los prosumidores.

Sin embargo, por definición, en el mercado eléctrico argentino las empresas de distribución son monopolios naturales y sólo están abocadas a desarrollar y mantener las redes de distribución, cubriendo dichos costos mediante la compra de energía al mercado mayorista y su venta al minorista, obteniendo un margen de la diferencia de precios. Su modelo de negocio no posee definida la modalidad de compra minorista y venta minorista de energía – que no presenta margen por diferencia de precios, y por lo tanto, encuentran dificultad en diseñar o adherirse por propia voluntad a regulaciones para adquirir energía de pequeños generadores.

Según el Dr. Julio Durán, miembro del programa nacional IRESUD 1 , “[a] las distribuidoras no le gusta demasiado el tema [de la generación distribuida] porque les cambia su paradigma de funcionamiento. Ellos compran energía por un lado y la venden por otro, pero del lugar donde la venden no compran, también” (Guibinelli, 2014).

1.1.3. Caso de Estudio: Procedimiento de la Empresa Provincial de Energía de Santa Fe

Es interesante analizar el caso de la empresa distribuidora provincial de energía de Santa Fe (EPESF), que permite observar cómo desarrolló un procedimiento interno para regular y remunerar la inyección a red de prosumidores de acuerdo a su rol y modelo de negocio propios, sin tener en cuenta el beneficio para que el prosumidor recupere su inversión en períodos de tiempo razonables.

Según dicho procedimiento, la EPESF establece que “[a] los PC [pequeños consumidores] que hubieran conectado generadores en paralelo con la red de la EPESF, se les facturará la suma de la energía neta (entregada menos recibida) suministrada por la EPESF y la energía entregada por el generador al precio de venta de la EPESF y se les descontará la energía entregada por el generador al precio de compra de la EPESF” (EPESF, 2013). En otros términos, esta afirmación puede traducirse a la fórmula aquí expresada:

Facturación de EPESF a Prosumidor = Precio venta EPESF * Energía Neta Consumida + Precio venta EPESF * Energía Generada – Precio compra EPESF * Energía Generada

donde la Energía Neta Consumida es igual a lo generado menos lo consumido suponiendo que el prosumidor es un consumidor neto, o sea, que genera menos de lo que consume. Es interesante observar que los dos últimos términos de la fórmula son equivalentes al VAD 2 por unidad de energía generada:

Precio venta EPESF * Energía Generada – Precio compra EPESF * Energía Generada = (Precio venta EPESF – Precio compra EPESF) * Energía Generada = VAD * Energía Generada

En otras palabras, según el reglamento de la EPESF, el prosumidor debe abonar la energía neta que consume al precio corriente, y debe pagar asimismo el VAD por toda la energía generada. Dicho de otra forma, el prosumidor debe pagar, además de su consumo neto, el costo que le representa a la EPESF por la construcción, operación, administración y mantenimiento de sus redes (VAD), por sus unidades de energía generada.
Otra forma de verlo también es la siguiente: el prosumidor paga a la EPESF por la energía que consume a precio corriente, y también debe abonar lo que la EPESF deja de ganar (el VAD, precio menos costo) por la energía que el prosumidor deja de consumirle, por el hecho de éste generar su propia energía.

Si bien este procedimiento está correctamente pensado para prevenir la falla de mercado denominada “espiral de la muerte”, ha probado no ser atractivo al prosumidor. Este procedimiento fue publicado en Agosto de 2013, y durante los dos años y medio siguientes registró sólo un caso de solicitud de interconexión debido a que la normativa no generaba condiciones atractivas para que los prosumidores recuperaran su inversión.

Por este motivo, en mayo de 2016 la Secretaría de Estado de la Energía de la Provincia de Santa Fe se comprometió a desarrollar junto a la EPESF un programa de fomento llamado “Programa Prosumidores”, por el que por el plazo de los primeros 8 años desde la instalación de su sistema se remunera a los prosumidores por toda su energía generada a un valor de 5,5 ARS/kWh (cinco veces superior al precio de venta del distribuidor) (SEESF, 2016). Con esta remuneración, el prosumidor puede recuperar su inversión en los primeros 8 años desde puesto en marcha el sistema.

Luego de estos ocho años, el programa cesa y el prosumidor entra en el régimen especificado en el procedimiento de la EPESF.

1.1.4. Espíritu Competitivo de Generación Distribuida Vs. Negocio Monopólico de Distribuidores en Argentina

Más allá de los tres casos de distribuidores provinciales que desarrollaron procedimientos de interconexión a red de pequeños generadores en Argentina, durante casi tres años de ejemplo de funcionamiento de estos esquemas no ha existido proactividad en las restantes provincias para regular esta implementación. Puede explorarse la causa de esta “falta de proactividad en el modelo de negocio del distribuidor para aceptar prosumidores” en el hecho de que la generación en Argentina es un negocio competitivo por definición y está claramente separada de las demás actividades de distribución y transporte, con lo cual se presenta una incompatibilidad al asignar la responsabilidad de la compra, administración y control del precio de la generación a cada distribuidor (monopolio geográfico).

Esta incompatibilidad proviene de la naturaleza de la estructura del Mercado Eléctrico Argentino. Según la ley 24.065 de 1992, por la cual se desregula el mercado eléctrico Argentino (Poder Legislativo Argentino, 1992), se definen 5 agentes en el nuevo Régimen de la Energía Eléctrica, a saber: 1) Generadores o productores, autogeneradores y cogeneradores, 2) Transportistas, 3) Distribuidores, 4) Grandes Usuarios, 5) Comercializadores. Estos agentes son coordinados administrativa y transaccionalmente por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). De entre ellos, los generadores, comercializadores y grandes usuarios operan de manera competitiva, comprando y vendiendo energía mediante contratos a término y directamente en el mercado mayorista de CAMMESA 3 . Por otro lado, los Transportistas y Distribuidores operan como monopolios naturales en las zonas geográficas asignadas bajo concesión.

Dada esta configuración de agentes del mercado, no se alinea naturalmente al espíritu competitivo de la generación el hecho de asignar la administración de los prosumidores a las terminales de los distribuidores. De desarrollarse esta asignación, los prosumidores quedarían limitados a celebrar acuerdos de venta de energía únicamente con sus terminales de distribución en su zona geográfica, y esto dificultaría el ejercicio de su derecho a poseer capacidad amplia de elección sobre a quién, a qué precio y cómo vender su energía.

Este derecho existe por definición y de acuerdo a la Ley 24.065 de 1992, a partir de la cual “la actividad de generación se concibió como actividad de riesgo sometida a condiciones de competencia. La misma se desenvuelve en un sistema de declaración de costos sujetos a un Price-Cap 4 , donde la generación más barata desplaza a la más cara y por lo tanto se garantiza el uso eficiente de los recursos. Las unidades son despachadas económicamente por CAMMESA a los efectos de abastecer la demanda al menor costo económico posible, y son remuneradas al precio spot horario en el nodo correspondiente. […] La Organización Comercial del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) sobre la que se estructura el conjunto de transacciones de energía eléctrica que se realizan a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), se compone de un MERCADO A TÉRMINO, con contratos por cantidades, precios y condiciones libremente pactadas entre vendedores y compradores, y un MERCADO SPOT, con precios sancionados en función del costo económico de producción, representado por el Costo Marginal de Corto Plazo medido en el Nodo Mercado” (Suazo, 2005).

Por todo esto, si un distribuidor administra las transacciones de compra de energía de un prosumidor puede restringir su capacidad y derecho individual de elección y fijación de precios.

En varios países de Europa han implementado exitosamente procedimientos de interconexión asignando la gestión de los prosumidores a los distribuidores debido a que allí existe la figura del “Gentailer”, que es un modelo de negocio inexistente en Argentina. Esta figura es un Generador-Distribuidor (“gen”, de “generator” o generador y “–tailer” de “retailer” o distribuidor) que posee ambas prerrogativas de generar y distribuir la energía a cliente final sin ser propietario de las redes pero sí enfocando su negocio en los activos de generación, y por lo tanto posee un modelo de negocio integrado de comercialización con una base de rentabilidad proveniente de un margen competitivo.

En contraste, en Argentina, los generadores sólo se dedican a generar y son lo que se denomina “Pure Play Merchants” (“Comerciantes Puros” en español): el foco de su negocio está en los activos de generación y su base de rentabilidad proviene de un margen competitivo por la venta de energía de manera mayorista o a grandes usuarios. Por otro lado, los distribuidores argentinos sólo se dedican a distribuir energía a clientes finales y son lo que se denomina “Network Managers” (“Gestores de la Red” en español), que como ya se ha descripto, enfocan su negocio en ser propietarios monopólicos de la red de distribución, y por lo tanto su margen no es competitivo, sino regulado (Schwieters, 2014).

1.2. Políticas de Estímulo con Feed-In- Tariffs

Habiendo recorrido algunas ideas de forzamiento de la introducción de la generación distribuida mediante la inadecuada alocación del rol del prosumidor dentro del mercado, es conveniente ahora realizar una revisión de los conceptos existentes de estímulo a la inserción de estas nuevas tecnologías.

A propósito, las políticas más comunes de estímulo a la generación distribuida se basan en incentivos denominados feed-in- tariffs (o tarifas preferenciales por inyección a red), que son precios diferenciales que se pagan a los pequeños generadores para que puedan recuperar la inversión en sus sistemas renovables en un período corto de tiempo (comúnmente entre 5 y 8 años). Los feed-in- tariffs se ofrecen cuando no existe la paridad de red o, en otras palabras, cuando no cuesta lo mismo (de hecho, cuando cuesta menos) consumir energía de la red que generar la propia con un sistema pequeño.

Es importante observar que en mercados donde no hay paridad de red, no puede desarrollarse la generación distribuida si no se introducen políticas de incentivo con feed-in- tariffs. Es por esta razón que muchos gobiernos eligen pagar la energía distribuida a una tarifa más cara que la electricidad de la red.

Normalmente, la primera gran barrera en un mercado sin generación distribuida es – además de la falta de regulación para admitir a pequeños generadores – que no existe esta condición económico-competitiva de paridad de red, y por lo tanto, no es atractivo para un pequeño consumidor invertir en su sistema de generación sabiendo que no recuperará su inversión. La paridad de red implica que el precio del distribuidor de energía sea igual al costo equivalente de energía de generación distribuida (costo equivalente entendido como aquel al cual la inversión en el sistema renovable distribuido se recupera en un plazo de entre 5 y 8 años).

1.3. Criterios para Prevenir Fallas de Mercado

Los objetivos de implementar renovables, diversificar la matriz y descentralizar la generación son claros para todos los Estados, aunque no tanto así las políticas que deben llevarse a cabo para, partiendo de la situación actual de las matrices, estimular la inserción y desarrollo de las nuevas tecnologías. Las preguntas que surgen al pasar a la acción son: ¿por qué estimular? y ¿cómo y qué estimular?

Las tarifas diferenciales o feed-in- tariffs deben aplicarse con criterios de cómputo y alocación de costos adecuados y ser revisadas en el tiempo. De no aplicarse con criterios comprensivos, la evolución de los nuevos roles de negocio puede ocasionar fallas de mercado no deseadas. Una falla comúnmente discutida es la “espiral de la muerte”, que se produce cuando el costo de mantenimiento de las redes eléctricas no es alocado correctamente en el precio de la generación distribuida, produciendo como resultado que a medida que más prosumidores adoptan este tipo de energía, los costos para operar y mantener las redes se distribuyan entre una base menor de consumidores. Esto hace que los precios de electricidad de red aumenten y que los consumidores de esta electricidad paguen injustamente por la entrada en inyección de los prosumidores.

Un criterio de estímulo con creciente implementación en muchos países es subsidiar la tarifa de inyección a red temporalmente hasta que “las condiciones competitivas de precios de mercado de la energía distribuida se alcancen por el crecimiento y la escala de la industria”, mientras en paralelo se estimula la inversión para la mejora competitiva de la producción de tecnología en escala, lo cual indirectamente va reduciendo los precios de la energía generada con estas nuevas tecnologías. Las tecnologías renovables son competitivas y maduras a nivel internacional, por lo que el estímulo prolongado o indefinido a la tarifa no encuentra lugar en lo que es la innovación de productos ni su maduración tecnológica, sino más bien sirve temporalmente a los fines de ayudar en la implementación en escala en el mercado.

Por lo expuesto, y con el fin de prevenir las fallas de mercado, junto con asignar adecuadamente los roles de los prosumidores dentro del modelo de negocio eléctrico en general, es interesante analizar los siguientes criterios para calcular los feed-in- tariffs:

a. debería procurarse que el prosumidor cubra el costo de acondicionamiento o mantenimiento de red por su fracción de energía que inyecta a la red. Existen diversos métodos de cálculo que permiten esto, y son desarrollados más adelante;

b. los incentivos al precio (feed-in- tariffs) deberían ser temporales, para no distorsionar las señales de precio del conjunto del mercado fuera de tiempo. Si los incentivos no son correctamente gestionados en el tiempo, este hecho podría afectar la capacidad de innovación tecnológica del sistema en su conjunto. En este sentido, pueden enumerarse los siguientes criterios interesantes:

a. posibilidad de sujetar la vigencia del incentivo a la paridad de red en el nodo de conexión. Si existe paridad de red, no debería haber feed-in- tariffs vigentes, y sí debería haber en el caso contrario;

b. alternativa de no definir un feed-in- tariff fijo, sino variable y en función de la diferencia entre la tarifa de electricidad del distribuidor y el costo equivalente de la energía generada con los sistemas distribuidos;

c. opción de determinar que el feed-in- tariff se compute hasta tanto el prosumidor recupere la inversión de su sistema al cabo de un período fijo de tiempo (espíritu del concepto de feed-in- tariff).

c. a nivel macro, los incentivos de feed-in- tariffs deberían ser acompañados por políticas de cuotas o límites de potencia distribuida que pueden instalarse anualmente en la matriz energética. Esto permite gestionar la innovación de mercado de manera más iterativa y aplicar correcciones de normativas a medida que se registran las variables de evolución del mercado.

1.4. Métodos de Cómputo de Transacciones Mediante

Balance Neto

En mercados donde existe un régimen estacionario y competitivo de asignación de precios a la energía distribuida inyectada, comúnmente se utilizan las metodologías de Balance Neto para computar las transacciones entre prosumidores y comercializadores de energía. Estos métodos funcionan adecuadamente sin feed-in- tariffs en mercados que han alcanzado la paridad de red.

Pueden observarse dos modalidades principales que consisten en:

a. realizar un Balance Neto de Energía (Net Metering) antes de computar los costos de la transacción, y

b. realizar un Balance Neto de los costos de transacción (Net Billing) desde el primer momento. Las diferencias entre uno y otro método radican en la tecnología de medición que se utilice (tipos de medidores inteligentes o smart meters), la precisión de las asignaciones económicas de la transacción y su correlación con la física del flujo real de energía, y por lo tanto en lo justas que sean para representar lo que realmente sucede entre las partes.

En el Net Metering o Balance Neto de Energía, primero se calcula el balance de energía generada menos la consumida, y luego se multiplica este balance por el precio que corresponde al signo del saldo. El cálculo da diferentes resultados si las mediciones del saldo se realizan de manera horaria, a si se realizan de modo mensual. La lectura horaria es una forma más precisa y justa de calcular el balance neto, porque tiene en cuenta toda la energía que entra y que sale para el cómputo de la tarifa. De este modo, a pesar de que el balance mensual dé cero, el balance horario bien podría dar saldo a favor o en contra en el caso en que no haya paridad de red. Ver esquema en la Figura 1.

En el Net Billing o Balance Neto de Facturación, primero se calcula el valor monetario de manera independiente sobre lo generado y sobre lo consumido, y luego se balancean estos saldos monetarios. Como los cálculos de valor se realizan sobre el total generado menos el total consumido, no existe diferencia si las lecturas se realizan de manera horaria o mensual. Este método es análogo en precisión al Net Metering horario, de modo que es más justo que el Net Metering mensual. Ver esquema en la Figura 1.

nota 6

Existe un tecnicismo adicional para la clasificación del Net Metering, que puede ser Time-of- Use (tiempo-de- uso) y/o Market Rate (tasa-de- mercado). El hecho de que sea Time-of- Use (TOU) implica que el precio de la energía transada se compute a su valor variable según la banda horaria del día. Por otro lado, el hecho de que sea Market Rate (MR), implica que el Balance neto resulta de multiplicar los flujos de energía neta inyectados y consumidos respectivamente por los precios de mercado de la energía entregada y recibida, para cada banda horaria. O sea, que en la modalidad MR, los medidores inteligentes tienen la capacidad de mapear el precio de mercado de la energía momento a momento. Este último método de MR es quizás más complejo de implementar en mercados nuevos.

Fuente: Enerblog.