La generación eléctrica distribuida está en la palestra. Está relacionada con la capacidad de energía instalada en hogares y empresas a base de paneles solares, aplicando un esquema de medición neta que conecta a los autogeneradores con las empresas distribuidoras de electri+cidad (EDE).

Sin embargo, este neteo por volumen y no en base al costo del kilovatio hora (facturación), como propone un nuevo reglamento que trabaja la Superintendencia de Electricidad (SE), se ha convertido en una fuente que profundiza el déficit del sector. Cálculos conservadores estiman pérdidas anuales por alrededor de US$100 millones para las EDE por la distorsión que provoca el esquema actual, lo cual se traduce en una carga financiera extra para el Estado.

Actores del sector eléctrico se hacen la siguiente pregunta: Si es el mismo sol, ¿por qué las EDE deben comprar 130% más cara la energía solar de la medición neta? Los proyectos fotovoltaicos a gran escala venden a 9.79 centavos de dólar el kilovatio hora, mientras que los de medición neta les cuestan 22.47 centavos de dólar a las distribuidoras. En términos absolutos pagan 12.68 centavos más.

En el reglamento actual, que es por medición neta, la inversión en proyectos fotovoltaicos se recupera en 2.9 años con una tasa interna de retorno (TIR) del 30.5%, mientras que la propuesta que estudia la SE apenas llega a 3.5 años. La facturación neta es para que se compre, a ambos productores, al mismo precio.

Datos de la Dirección de Presupuesto (Digepres) establecen que sólo en 2023 el subsidio al sector eléctrico implicó desembolsos por US$1,538 millones, es decir, alrededor de RD$86,000, equivalente al 29% del presupuesto destinado a educación, que este año asciende a RD$297,041.5 millones.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aborda este tema en un estudio de 2019 que tituló "Implementación de políticas de medición neta en América Latina y el Caribe: Diseño, incentivos y mejores prácticas".

Señala que las políticas de medición neta (MN) se han empleado ampliamente como un mecanismo para incentivar la adopción de recursos de generación distribuida (GD), en especial, por parte de pequeños consumidores, como hogares y pequeñas empresas.

Incentivar este esquema, sin embargo, tiene sus retos para los países. Para el BID, quien crea la política debe tomar decisiones con respecto a aspectos tales como sus objetivos, pues debe definir si se busca fomentar la adopción de sistemas de generación distribuida o garantizar la sostenibilidad financiera de los servicios eléctricos.

Además, debe definir el esquema de compensación (monetaria o energética), las exigencias técnicas mínimas de una instalación para garantizar la calidad de la generación distribuida, la tasa con que se intercambian créditos con la red, los mecanismos financieros (de haber alguno) y cómo financiarlos.

Destaca que muchos países, incluidos 17 de América Latina y el Caribe (ALC), implementan diferentes políticas de medición neta que pueden producir un conjunto completo de incentivos, desafíos y resultados.

En diciembre de 2022, la SE realizó una audiencia pública para conocer el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Sistemas de Generación Distribuida. La discusión sobre la nueva normativa se inició en 2019 y su conclusión fue declarada prioridad por el superintendente de Electricidad, Andrés Astacio.

La normativa actual tiene 10 años en vigencia, por lo que su actualización es considerada vital por diversos actores del sector eléctrico, ya que ofrece la oportunidad de corregir las distorsiones y superar los problemas que limitan la interconexión y operabilidad de estos sistemas, así como adecuarla a los avances tecnológicos de la última década.

"Las nuevas reglas son equitativas y justas para todos los participantes, permitiendo que el sistema eléctrico dominicano crezca de manera sostenible, que participen y se beneficien más personas", aseguró el funcionario durante la audiencia, la cual se llevó a cabo en la sede de ProDominicana.

En términos simples, a las EDE les cuesta más llevar un kilovatio de energía al contador del cliente que el costo en que éste debe incurrir para generarla con paneles solares. El problema surge porque el neteo se enfoca en el volumen o cantidad de kilovatios hora y no en el costo que tiene cada cual para su producción. Esta situación ha generado preocupación en diversos sectores y expertos en la materia.

Para el economista Magín Díaz, las políticas de incentivos tributarios pueden estar mal diseñadas, aunque tengan buenas intenciones.

"Las leyes de incentivo en general son necesarias para el desarrollo de ciertos sectores considerados estratégicos. Es lo que se conoce como política industrial", explica.

Indica que, al inicio, la mayoría de los países concedió incentivos tarifarios a la energía renovable. Como ejemplo, menciona la medición neta y acuerdos de compra de la electricidad a precios subsidiados, destacando que unos pocos otorgaron incentivos tributarios. Sin embargo, sostiene que, con el tiempo, la mayoría ha ido retirando ambos tipos de estímulos.

Al explicar las razones, Díaz destaca que esto se debe en gran parte a que la tecnología ha abaratado el costo de las renovables de manera considerable en los últimos 15 años. "Es por esto por lo que los incentivos deben ser evaluados cada cierto tiempo para ver si están logrando su objetivo, para determinar si son redundantes o bien para mejorar su diseño", estima.

Sostiene que la normativa vigente no establece un límite a la potencia contratada en relación con la energía que consume el autoproductor ni tampoco a la energía que éste inyecta a la red. En todo caso, alerta que, junto con el subsidio implícito en la tarifa de medición neta, puede dar lugar a la aparición de generadores puros, es decir, autoproductores interesados en vender energía a la distribuidora antes que satisfacer su consumo de energía.

"El sistema actual no define con precisión que su objetivo central es el autoconsumo y no un negocio de venta de energía a las distribuidoras", subraya Díaz al presentar el Estudio sobre la Generación Distribuida y su Impacto en las Finanzas Públicas".

Critica que la entidad reguladora haya dispuesto, en sentido contrario a la normativa vigente, que las EDE (no los sistemas aislados) no cobren el cargo por potencia a los clientes de baja tensión de generación distribuida, cuya potencia máxima sea inferior a 10 kilovatios.

"Esto implica, que no pagan nada por el costo de uso de la red", manifestó Díaz. "A los clientes que eventualmente más usan la red, porque retiran y/o inyectan, no se les cobra por su uso. Ésta es una pérdida adicional que sufren las EDE (evitable) propia del mal diseño del modelo", agregó.