El Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía elaboró un informe planteando su posición respecto de la normativa que debería instrumentar el país para reglamentar la inyección de usuarios particulares a la red de distribución.

Procedimientos

Con la inserción de nueva tecnología de generación renovable distribuida, surge el rol de los pequeños generadores como nuevo paradigma y esto plantea nuevos modelos de negocio e interrogantes.

¿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? ¿A qué precio se pagarían los excedentes del prosumidor?

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 y han devenido en fallas de mercado, o bien competitivos y naturalmente implementados.

En Argentina, entre los años 2013 y 2016 se han desarrollado regulaciones provinciales de generación distribuida que no han facilitado la inserción de estas tecnologías de forma masiva. 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. Emulando a la iniciativa europea, las nuevas normativas Argentinas han buscado responsabilizar a las Distribuidoras de electricidad por la gestión y la compra de las inyecciones de excedentes de energía de los prosumidores. Sin embargo, por definición de la Ley 24.065 de 1992, en el mercado eléctrico Argentino, la generación es un mercado de competencia libre mientras que las empresas de distribución son monopolios naturales, y sólo están abocadas a desarrollar y mantener las redes de distribución. Por lo tanto, no se ajustaría a la Ley del Mercado Eléctrico ni 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 quedan limitados a celebrar acuerdos de venta de energía únicamente con sus terminales de distribución en su zona geográfica, y esto dificulta el ejercicio de su derecho a poseer capacidad amplia de elección sobre a quién, a qué precio y cómo vender su energía.

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El Quinto Agente: Comercializadores de Generación Renovable Distribuida

Dadas estas razones, deben explorarse modelos alternativos que permitan preservar el espíritu competitivo de la generación distribuida. Algunos modelos posibles pueden inspirarse en la figura del Quinto Agente (que sería el Agente Comercializador en el marco de los Agentes del Mercado Mayorista Eléctrico – Grandes Generadores, Transportistas, Distribuidores, Grandes Consumidores, Agentes Comercializadores) como Agentes Comercializadores que consoliden la generación de varios prosumidores y actúen de intermediarios con mercado mayorista de energía.

La figura de este tipo de Agentes Comercializadores no es nueva en Latinoamérica, habiendo México innovado en su introducción al desregular su mercado eléctrico en 2014. También esta figura ya existe en Argentina a partir de la Ley 24.065 de 1992. Sin embargo, éste está habilitado sólo a comercializar energía entre los demás agentes del mercado eléctrico, a saber, entre los Grandes Usuarios, Distribuidores y el Mercado Mayorista, y podría aprovecharse para definirse a la generación distribuida.

Los Agentes Comercializadores Virtuales o Integrados podrían ser varias empresas privadas que compitan entre sí para instalar tecnología renovable distribuida, mantenerla, y seleccionar, elegir y comprar en el mercado energía a los prosumidores más competitivos (que ofrezcan los mínimos precios de venta), así como también, cada generador podría tener la libertad también de elegir al Agente a quien desee vender su energía por precio, servicio u otro criterio. Estos Agentes intermediarios podrían estructurar contratos de compra de energía con los prosumidores donde pacten los precios o las cantidades de energía o los plazos, y luego de cara a CAMMESA, podrían por ejemplo vender toda esta energía o bien al MERCADO SPOT que exista para cada cual tecnología (solar fotovoltaica distribuida, eólica distribuida, mini-hidro, etc), o bien constituir contratos en el MERCADO A TÉRMINO con los Grandes Consumidores que libremente decidan. Es importante que, adicionalmente, paguen un canon por la energía inyectada de sus prosumidores a los distribuidores de su zona, que cubra el costo de construcción, mantenimiento y operación de las redes (VAD de los distribuidores).

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Por otro lado, estos nuevos Agentes podrían trabajar en coordinación con los Distribuidores y los Entes Provinciales de Energía para vehiculizar las factibilidades técnicas de interconexión en cada punto de la red, quizás cobrando a los prosumidores una tarifa por la realización de estos estudios. Cada Agente Comercializador Virtual o Integrado debería ser responsable de gestionar los permisos de conexión con Distribuidores y CAMMESA y luego de proveer medidores que contabilicen la generación y gestionen el pago a los prosumidores.

Fases de Creación del Mercado para Preservar a la Industria Nacional

Es muy importante planificar adecuadamente cómo será la apertura del mercado a Agentes Comercializadores nuevos, para que se desarrolle desde premisas integradoras que amplíen las oportunidades de participación a PYMES nacionales de energía renovable existentes, promuevan las competencias y el trabajo local y regulen al inicio el ingreso de empresas extrajeras más competitivas. En este sentido, puede ser interesante pensar la apertura del mercado en varias fases sucesivas:

  • Fase de Testeo y Desarrollo. Esta etapa se implementaría inicialmente por un tiempo limitado de algunos años. Durante este tiempo, se permitirían explorar las competencias locales del mercado renovable existente, dándosele la oportunidad a desarrollarse en un contexto de evolución controlada que promueva igualdad de oportunidades a PYMES locales. También, en este período se fomentaría la asociatividad de empresas locales con extranjeras para estimular el desarrollo local en escala en la medida que este proceso de asociación sea durante esta fase, con participación minoritaria del capital.
  • Fase de Apertura. Luego de los primeros años de fase de testeo, habiendo registrado un desarrollo local de Agentes Comercializadores, podría programarse la apertura del mercado a una mayor libertad de competencia. Para continuar con el fomento de la industria nacional, podría pautarse la apertura del mercado a nuevos Agentes Comercializadores que ya posean actividad en el mercado de Gran Generación en Argentina, o bien a aquellos que posean experiencia efectiva en generación distribuida en cualquier territorio.

¿Cuáles son los próximos pasos?

A modo de ejes básicos de acción, que en ningún caso pretenden ser normativos, sino más bien exploratorios, se proponen las siguientes ideas para que pueda definirse cómo un prosumidor pueda vender energía a la red. Estas ideas pueden ser tomadas por Instituciones y Reguladores, para sus trabajos de desarrollo de normativas:

  1. restituir el funcionamiento del mercado mayorista eléctrico de acuerdo a las leyes de desregulación del mercado definidas en 1992, para poder preservar la libertad de mercado y definir condiciones de generación distribuida que se alineen a este espíritu.
  2. desarrollar los mecanismos para permitir que los prosumidores vendan energía al mercado mayorista. De esta forma, entran en el mercado competitivo, y las señales de precio de su energía se mapean directamente al nivel de ese mercado, y no del mercado de distribución.
  3. desarrollar la figura del Agente Comercializador con el fin de promover la libre competencia de pequeños generadores en el mercado, y preservar la libertad de elección al momento de comercializar energía. Para que todos los generadores operen de manera competitiva en el mercado, los pequeños deben también poder vender la energía a quiénes ellos elijan.
  4. monitorear las condiciones de paridad de red en cada zona geográfica, y tener conciencia de la evolución de precios hacia un equilibrio de mercado. Salvo en lugares donde no existe paridad de red, el precio de la energía distribuida puede encontrar un equilibrio competitivo de manera natural, sin refuerzo de subsidios o incentivos.
  5. implementar un sistema descentralizado (quizás por provincia o zona geográfica) de Price-Cap por tipo de tecnología de generación distribuida, con adecuadas políticas de feed-in-tariffs temporales, que pueda generar las condiciones atractivas para los prosumidores para recuperar la inversión de sus sistemas.
  6. desarrollar una legislación federal que acompañe la diversidad de contextos en cada provincia, e implementar las regulaciones por provincia.
  7. reconocer cánones por uso de red a los distribuidores, por la energía inyectada por los prosumidores, que deban ser abonados por los comercializadores.
  8. definir comprensivamente los requisitos de entrada de agentes comercializadores al mercado en diferentes etapas de apertura del mercado que preserven las oportunidades y la libertad de participación de PYMEs locales mediante el apoyo con financiación.
  9. determinar las responsabilidades contributivas de cada perfil de prosumidor, de acuerdo a sus capacidades y posibilidades.
  10. planificar cuotas de inserción de tecnología por zona geográfica, de acuerdo a las condiciones locales de cada nodo de la red.