Precisiones sobre la medición neta

En días recientes la Superintendencia de Electricidad (SIE), solicitaba remitir las “observaciones y sugerencias” relativas al “Reglamento de Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía”, para instalación de paneles solares, que se encuentra en revisión.

Este reglamento aprobado por la Comisión Nacional de Energía en junio del 2011 norma “los derechos y responsabilidades de los clientes y las Empresas Distribuidoras dentro del Programa de Medición Neta para Clientes que decidan autoabastecerse parcial o totalmente mediante proyectos de generación de energía renovable y que, eventualmente, decidan inyectar sus excedentes a la red de distribución”.

La facturación de la energía consumida y el crédito o pago por la energía que exporte, se realiza en base al Consumo Neto y la Exportación Neta de energía por parte del Cliente determinado a través de un medidor bidireccional. Estos consumos inyectados a la red son valorizados al nivel tarifario que la concesionaria de distribución le factura la energía al cliente. Abarcando, en este tenor, las compensaciones por pagos por potencia de punta y fuera de punta

Es en estos dos aspectos, i) valorización al nivel tarifario del Usuario Regulado y ii) compensación por potencia de la energía inyectada donde radica el desequilibrio, toda vez que la tarifa a la que se factura al cliente, aprobada por la SIE, no es equivalente al costo de producción bajo el esquema de Generación Distribuida.

En efecto, la Tarifa Regulada calculada por la SIE determina un Valor Agregado de Distribución (VAD) que recoge una serie de gastos operativos inherentes a un servicio de calidad (mantenimiento, lectura, facturación, servicio al cliente, etc.). Además, contempla unos niveles de pérdidas técnicas (transformación, transmisión en alta tensión y en distribución de media y baja tensión) que, en una empresa eficiente, pudieran ascender a 4-7%. De manera similar, el VAD incorpora una compensación por “pérdidas no técnicas” –hurtos y fraudes eléctricos, así como conexiones ilegales- reconocida en la Tarifa aspiracional del Pacto Eléctrico (15%-18%). En la actualidad las pérdidas totales de las EDEs –energía comprada menos energía facturada- ascienden a un 42%. Este VAD, incorporado como costo legítimo en la tarifa, por consiguiente, tiene un amplio margen de amortiguamiento. Luego, el usuario que instala, por ejemplo, paneles solares para su autoconsumo, ya de por sí tiene implícito este ahorro equivalente al VAD y el Peaje de Transmisión, por lo que, su costo de abastecimiento se circunscribe básicamente al capital de inversión de su instalación. Retribuir monetariamente la energía excedentaria que se inyecta a las redes al precio regulado de la tarifa es compensar por unos costos y gastos en los que no se ha incurrido, como si ocurre, por el contrario, con las concesionarias de distribución. Por demás, la eficiencia de los paneles fotovoltaicos como su costo de instalación han variado significativamente con los avances tecnológicos incrementando exponencialmente la rentabilidad de las inversiones. Por ejemplo, el costo del kW solar instalado del 2010 a la fecha ha caído en más de 82% y la eficiencia de producción de los paneles solares residenciales ronda entre 19%-22.8% cuando hace una década era del 15%; un aumento entre 21-50% de la energía generada (kWh). En otras palabras, más producción con mucho menos inversión.

El otro aspecto, que va en la misma dirección de la contraprestación i) por unos gastos en los que no se ha incurrido y ii) por un servicio que no se presta ni garantiza, es el relativo a la compensación por “potencia de punta y fuera de punta”. Esto así, porque en el reglamento de mediciones netas se incurrió en “una falacia igualitaria” al equiparar los costos de las concesionarias y de los proyectos de Generación Distribuida (GD). En efecto, mientras las distribuidoras pagan una Potencia a las empresas generadoras y realizan inversiones en transformación para garantizarle la potencia contratada al Usuario Regulado 24/7, los proyectos de GD no tienen ni este gasto fijo por potencia (US$/Kw) ni este gasto de capital en transformadores, cables y/o acometidas. Sin embargo, se les paga por una potencia que no garantizan debido a su volatilidad, ya que dependen de las condiciones climáticas y solo generan durante el día. Una energía generada en el momento en que el costo marginal del sistema es menor, con lo que desplazan generación convencional que sí garantiza potencia firme y estabilidad del sistema, lo que obliga a incurrir en gastos de capital a los fines de preservar la seguridad y los niveles de calidad del sistema. Por demás, se paga “potencia de punta” al costo más elevado del sistema que es la generación en el pico de la demanda (6-11 P.M), por una energía de base generada en el día.

En conclusión, entendemos que, con perfecta racionalidad técnica y económica, se pudiera contemplar una adecuación del precio de inyección de los excedentes de la Generación Distribuida corrigiendo estas “falacias igualitarias”, garantizando la sostenibilidad de la industria, la sanidad financiera de las distribuidoras, una adecuada rentabilidad para los usuarios, no un ´windfall profit´ como ahora y el fomento de las energías renovables.