"La generación distribuida ya es más barata que la energía que reemplaza"

La energía solar y eólica dejaron de ser, hace varios años, la opción cara del sistema eléctrico en Argentina. Hoy, en la mayoría de los casos, generar en forma distribuida -  paneles en techos o plantas chicas conectadas cerca del punto de consumo -  resulta más económico que la energía convencional que reemplaza, incluso sin contar los beneficios ambientales. 

“Hace 42 años que trabajo con energía solar fotovoltaica y cuando empecé el costo del kilowatt hora solar fotovoltaico o eólico era mucho más caro que cualquier fuente convencional. Ahora, y desde hace algunos años, es más baratos que las energías que desplazan”, aseguró Marcelo Álvarez, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (Cader), durante su disertación en la Jornada Internacional en Gestión de Riesgos en Movilidad Eléctrica que organizó la Asociación Argentina de Vehículos Eléctricos y Alternativos (Aavea).

Allí, el especialista dio un marco general del negocio y consideró que a la hora de hablar de renovables “estamos a las puertas de una transformación que no es sustitución tecnológica, sino un cambio de paradigma”. Un sector en el cual, la Argentina “vá más rápido que nunca antes, pero mucho más lento de lo que necesitamos”, dijo y en buena parte por los límites que impone la infraestructura del transporte.

“La generación distribuida es más barata que lo que desplaza y ese debería ser un argumento para que los decisores políticos la promuevan"
 

“Prácticamente no tenemos más capacidad de transporte disponible para seguir creciendo”, advirtió Álvarez.

Ese cuello de botella cambia la ecuación. Si no se puede llevar la energía desde donde se produce hacia donde se consume, una parte de la próxima expansión deberá acercarse al usuario. Ahí entra en escena la generación distribuida.

Tres leyes, tres modelos

Alvarez repasó el marco regulatorio que fue adoptando el país, que generó diferentes escenarios, no sólo comparado con Brasil o Chile sino además al interior de cada provincia.

La primera ley de incentivo a las renovables, sancionada en 1998, fijaba la tarifa de fomento en pesos dentro del propio texto legal. Nunca llegó a reglamentarse y la crisis de 2001 terminó de volverla obsoleta. En 2006 llegó la ley 26.190, con un modelo de cuota: en diez años, el 8% de la generación eléctrica debía provenir de fuentes renovables. Pero no establecía responsabilidades ni penalidades para la autoridad de aplicación ni definía cómo se financiaría. "Era una ley voluntarista, es como abolir la pobreza por ley: no sucede casi nada", resumió Álvarez. Para 2015, un año antes del vencimiento de esa meta, la participación renovable seguía por debajo del 2%.

Ese año se sancionó la ley 27.191, que complementó a la anterior con una curva de crecimiento - del 8% en 2016 al 20% en 2025 - , la creación del fondo fiduciario (Foder) para financiar proyectos de gran escala y penalidades concretas ante incumplimientos. “El resultado fue un salto del 2% al 19% de participación renovable entre 2015 y 2020, con la infraestructura de transporte eléctrico como principal freno para crecer más rápido”, detalló el especialista.

El neteo en dinero y el caso Córdoba

Para la generación distribuida Álvarez relató cómo la Argentina fue cambiando de modelos. Primero adoptó el tradicional o tarifa de incentivo (se paga más caro lo que se inyecta a la red que lo que se consume), luego el neteo en energía (se compensa en unidades de kWh) y finalmente el neteo en dinero o net billing (lo que se inyecta se vende a precio mayorista y lo que se consume se compra a precio minorista), con el que hoy se opera en el país.

La ventaja del neteo en dinero, señaló Álvarez, es que afecta poco el flujo de facturación de las distribuidoras y cooperativas, porque el cambio pasa de unos pocos proveedores concentrados a miles de proveedores pequeños sin alterar demasiado los ingresos. Su contracara es que ofrece menos incentivo económico al usuario que el neteo en energía, lo que explica en parte el ritmo más lento de adopción en la Argentina frente a otros países de la región.

Ese esquema, combinado con los subsidios tarifarios del área metropolitana de Buenos Aires (Amba), produjo una asimetría notable: en la Caba y el conurbano, el repago de una instalación solar doméstica podía superar los 20 años, mientras que en Córdoba - donde la tarifa refleja más de cerca los costos reales, llegando a ser hasta tres veces más cara que en el Amba -  el repago baja a entre 4 y 5 años.

“Argentina puede aprender creciendo sanamente, planificando cuánto va a asignar de cupos para cada sector”

A eso se sumaron mecanismos propios: la provincia habilitó la asociatividad entre usuarios distribuidos para compensar excedentes entre sí en lugar de inyectarlos a precio mayorista, y ofreció financiamiento en pesos a tasa subsidiada a través del Banco de Córdoba. El resultado es que la provincia llegó a representar el 55% de toda la generación distribuida del país, pese a que el Amba concentra el 60% de la demanda eléctrica nacional. Hoy la generación distribuida bajo la ley 27.424 suma alrededor de 200 MW en todo el país.

Lo que hizo distinto Brasil

Ese número es ínfimo si se lo compara con Brasil, que arrancó su marco regulatorio casi al mismo tiempo que la Argentina pero optó por el neteo en energía y hoy instala cerca de 2GW mensuales entre todas las modalidades solares, con lo cual “en poco más de un mes agrega una potencia equivalente a los 2,8 GW que la Argentina acumuló en toda su historia”, destacó Alvarez para señalar que “en generación distribuida específicamente, el mercado brasileño supera al argentino más de 15 veces”.

El país vecino acumula 66 GW de potencia solar, de los cuales 44 GW corresponden a generación distribuida —dos tercios de origen residencial— y generó más de 1.800.000 empleos asociados. 

Los "problemas de éxito" de Chile

Brasil y Chile muestran, además, los desafíos que trae el propio crecimiento acelerado. En el norte y centro de Chile, donde se concentra buena parte de la generación solar distribuida y de mediana escala, la red de transporte - relativamente nueva pero insuficiente -  empezó a bloquear la inyección de los grandes parques solares en el mediodía. Las pérdidas por curtailment (energía generada que no puede inyectarse) pasaron de un 2-3% esperado a más del 20% en algunos proyectos. Esa presión disparó la instalación de baterías, aunque con una diferencia clave respecto de la Argentina: en Chile son los generadores quienes las instalan para gestionar cuándo inyectan y minimizar pérdidas, mientras que en el país las baterías se ponen a disposición de Cammesa, que decide cuándo cargarlas y descargarlas.

“Argentina puede aprender creciendo sanamente, planificando cuánto va a asignar de cupos para cada sector”, planteó Alvarez, quien ademá recordó que lejos de convertirse en un sector donde prima el componente importado, los números muestran que en la mayoría de las plantas, especialmente las más chicas, “el 68% de los bienes y servicios son locales” y sólo el 32% importado, con una fuerte presencia de China especialmente en componentes como módulos o inversores.

“La generación distribuida es más barata que lo que desplaza”, dijo Alvarez y “esa debería ser un argumento - además de los ambientales y las externalidades en materia de empleo, diversificación de la matriz y seguridad de abastecimiento -  para que los decisores políticos promuevan su desarrollo”, concluyó.