Las tecnologías disponibles para las Energías Renovables pueden agruparse en dos conjuntos definidos por una característica intrínseca de la fuente que se trate, aquellas que son Gestionables en las cuales la tecnología y el hombre puede asegurar un régimen de despacho según la demanda de energía; y por otra parte un grupo muy relevante de tecnologías que se definen como No Gestionables, al menos con los medios tecnológicos actuales, esto se debe principalmente a que la fuente (el sol, el viento como las dos principales fuentes de energía con tecnologías desarrolladas para su aprovechamiento) tienen componentes aleatorias de disponibilidad que obligan a cosechar toda la energía disponible según la oferta del recurso, que en algunos caso no se ajusta con la demanda.
Bajo esa primera distinción se pueden clasificar así mismo, en tecnologías para la Generación Concentrada de la energía o la Generación Distribuida, en este último grupo es donde se concentra el presente resumen, intentando aportar elementos orientativos para la promoción y regulación de la generación distribuida de las Energías renovables en Argentina. Las redes de distribución En la Argentina las redes de distribución están diseñadas y construidas en modo unidireccional, desde los grandes centros de generación hacia el consumo, por lo tanto en la actualidad es técnicamente dificultoso inyectar energía en cualquier punto de la red sin algunas modificaciones o actualizaciones como lo requeriría la generación distribuida de ER.
Por lo tanto una primera conclusión permite afirmar que deberían las autoridades solicitar que en adelante, en todo trabajo de mantenimiento, ampliación, soterramiento, etc. se especifique al proveedor que instale los elementos necesarios de operación y control que permitan a futuro la inyección de energía en cualquier punto de la red.
De esta manera y con el transcurso de los años se logrará la transformación.
Las redes inteligentes (RI) (smart grid en inglés) implican una forma de gestión eficiente de la electricidad que utiliza la tecnología informática para optimizar la producción y la distribución de electricidad con el fin de equilibrar mejor la oferta y la demanda entre productores y consumidores.
Una definición acabada parece ser la que hace la AIE SEl alcance de una red inteligente incluye generación distribuida con generación e inyección a la red y se extiende hasta el control de distintos servicios tales como tele-medición (la medición de los clientes y los transformadores para reducción de pérdidas, regulación de alumbrado público), la semaforización, uso eficiente de la energía por cambios de tipo de iluminación y conducta de los consumidores, y tele-supervisión de la red de media/baja tensión, comunicación.
La irrupción de las energías renovables en el panorama energético ha cambiado notablemente los flujos de energía en la red eléctrica, ahora los usuarios no sólo consumen sino que también producen electricidad a través de la misma red.
Por tanto, el flujo de energía es ahora bidireccional.
Una red inteligente envía electricidad desde los proveedores a los consumidores usando una tecnología digital bidireccional para controlar las necesidades del consumidor.
Esto ayuda a ahorrar energía, reducir costes e incrementar la usabilidad y transparencia.
Las redes inteligentes poseen tres componentes primarios: Facturación inteligente (smart metering); la infraestructura de la red y el sistema de control (grid intelligence); y una gestión inteligente de datos (utility IT).
Un concepto que se viene forjando últimamente es que en el alcance de la definición de Red Inteligente, debería agregase: que las RI puedan operar como una micro red y con gestión inteligente de despacho (acumulación in situ).
Con la incorporación de Vehículos Eléctricos (VE) cada vez más vigorosa en distintas urbes, se inicia la discusión de que debería permitir que se integren al sistema bajo esquemas solidarios en el que se optimicen los ciclos de carga durante las horas de mayor disponibilidad de las fuentes renovables.
En definitiva, el VE puede concebirse como un acumulador de baja potencia, que puede ponerse a disposición para el despacho en horas pico.
Que con una gestión adecuada permitiría agregar potencia distribuida (aumentar el índice de penetración de las ER distribuidas en ámbitos urbanos).
Para que la integración del vehículo eléctrico reporte beneficios al conjunto del sistema eléctrico será necesario el desarrollo de un sistema de gestión de recarga inteligente.
Este sistema debe ser lo suficientemente flexible para adaptarse a las preferencias de los consumidores y, atendiendo a las necesidades del sistema eléctrico, fomentar la recarga de los vehículos fuera de las horas de máxima demanda de electricidad.
Esto requerirá el desarrollo de contadores y dispositivos de carga que permitan una comunicación vehículo-red (redes inteligentes) con el operador del sistema, además de la introducción de señales de precio, potenciando ofertas de energía con tarifas de discriminación horaria que incentiven a los usuarios a llevar a cabo una recarga inteligente en horas valle.
Ideas fuerza:
- La integración de VE debe soportase bajo una infraestructura de red que incorpore la gestión de recarga inteligente, complementaria con ER y con regímenes de suministro virtuosos para el sistema.
- La discusión de este tipo de red se halla en los comienzos en nuestro país y debería ser impulsada no solo para sumar prestaciones sofisticadas para los usuarios sino también para permitir la producción popular de energía.
- Casos relevantes en el plano internacional.
En el plano nacional la provincia de Santa Fe cuenta con un reglamento técnico de interconexión: https://www.epe.santafe.gov.ar/fileadmin/archivos/Comercial/ConexionGeneradores/ProcedimientoTecnico.pdf Equipos de interconexión homologados según la norma anterior, por ejemplo (México): http://www.solartronic.com/download/sistema_interconectado_3kW.pdf Hay un proyecto FONARSEC, INTERCONEXI N DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS A LA RED EL0CTRICA EN AMBIENTES URBANOS http://www.tandar.cnea.gov.ar/grupos/solar/iresud.html cuyo objetivo es introducir estas tecnologías en nuestro país. http://www.iresud.com.ar/ Una política tarifaria que contemple un valor para la inyección de energía por parte de un particular, lo cual deberá estar cubierto por un contrato de interconexión como (México): http://www.cre.gob.mx/documento/1770.pdf Ver información al usuario: http://www.renovables.gob.mx/res/1650/D101201_GuiaUsuarioSFVIPequenaEscala-V16-VersionElectronica.pdf Esta política debería ser definida por la Secretaría de Energía. Consideraciones sistemas esquemas de interconexión: Feed in tariff y Net Metering Los sistemas tarifarios comúnmente aplicados a nivel internacional son uno de estos dos tipos: Feed in Tariff (FIT): En algunos países, provincias o ciudades, se impulsa a las energías renovables mediante un instrumento normativo que busca establecer una tarifa especial, premio o sobre precio por la energía que un proveedor renovable inyecte a la red.
A esto se le suele llamar FIT.
El gobierno nacional, provincial o municipal, interviene en el precio al que se le compra la energía al generador, con lo que este puede obtener una seguridad de que le será comprada y a un precio subvencionado como para que pueda recuperar la inversión inicial.
Como la mayoría de las energías renovables requieren de una gran inversión inicial, es una forma de incentivar la inversión en ese campo.
Surgió por primera vez en Estados Unidos en 1978, y de allí se expandió a más de 50 países y estados, Alemania, España y Dinamarca, se destacan por el éxito de su implementación.
Lo que hacen las autoridades es establecer una tarifa mínima, sobre precio o premio para energía renovable inyectada a la red.
Generalmente se diferencia esa tarifa de acuerdo a qué tipo de energía renovable es, si se trata de energía solar, energía eólica, o alguna otra.
También se puede tener en cuenta el tamaño de la central generadora y su ubicación.
Una de las principales características de cualquier sistema Feed-In es que se garantiza que toda la electricidad que vuelquen a la red, será comprada.
Alemania y España han desarrollado sistemas que son modelo, lograron incentivar las inversiones y que las energías renovables pasasen a ser las mayores productoras de electricidad de la red nacional.
El sistema alemán establece distintas tarifas para la energía eléctrica inyectada por cada central, esto dependerá del tamaño de la central, su ubicación y el tipo de energía que producen.
Se asegura que esas tarifas serán respetadas a largo plazo, con períodos fijos, por ejemplo hasta 2025.
La diferenciación en las tarifas es para evitar que un apoyo desmedido a centrales que no lo necesitarían, ya que terminaría siendo una utilización ineficiente de los recursos.
Un ejemplo es el de la energía solar o la geotérmica, que tienen una tarifa más alta, pero para las hidroeléctricas el apoyo será ínfimo.
En el sistema alemán, algo interesante es que las tarifas se van reduciendo progresivamente, a razón de un porcentaje cada año.
Por ejemplo, si se establece una tarifa un determinado año, y se dice que durará 15 años, para las centrales que entren el primer año, tendrán el 100 por cien de la tarifa, mientras que las que entren el segundo, un 95 por ciento de la tarifa, y así.
Esto también varía según la tecnología de la que se trate.
Impulsando así el desarrollo de ciertas tecnologías menos maduras, para que las empresas dedicadas a la fabricación tengan la presión de seguir innovando.
Un factor clave de la llamada revolución alemana (Die Energiewende), es un sistema de pago a los productores individuales de energía solar y eólica (feed-in-tariff), que se introdujo por ley en 2000 y que garantiza una tarifa relativamente elevada y fija.
Después de la aprobación de esa ley, la capacidad instalada de electricidad solar aumentó de 114 a 36.000 megavatios, y la eólica de 6.000 a 35.000 megavatios, a fines de 2013.
El plan oficial prevé que la participación de las fuentes renovables alcanzará en 2020 a 35 por ciento del consumo de electricidad en Alemania y que trepará a 80 por ciento en 2050.
El éxito del programa de energía solar también ha generado algunos problemas políticos.
Se estima que 1,4 millones de edificios residenciales han instalado redes de paneles solares en sus techos.
En consecuencia, el costo del sistema feed-in-tariff se ha expandido y ahora cuesta unos 18.000 millones de euros (24.300 millones de dólares) anuales.
Como los costos del programa no están cubiertos por subsidios públicos, la electricidad que los privados consumen (y no producen) se ha encarecido.
En España las tarifas fueron cambiando año a año, dependiendo de la producción que se tenía, razón por la cual cuando llegaron a un total de producción de energías renovables aceptable, dejaron de utilizar las tarifas FIT.
También tenían tarifas diferenciadas según el tipo de energía y el tamaño de la central.
La diferencia es que la tarifa se respetaba por un período determinado, supongamos 15 años, sin importar si la central entró en el primer año, o en el segundo, siempre se le respetaban los 15 años.
Por ejemplo, la energía eólica se pagaba a un 150% durante los primeros 10 años, y luego 125% durante los 5 siguientes.
Las ventajas de las tarifas FIT son que al establecer tarifas diferenciadas dependiendo del tipo de energía renovable, permite desarrollar todas las tecnologías y no sólo las que se encuentren en una situación más competitiva.
De esta forma se puede esperar que las tecnologías menos maduras logren avanzar, y puedan bajar sus costos.
Lo más importante es que, sin importar el tamaño de la central, todas las empresas generadoras se ven beneficiadas.
Esto ayuda a que todas tengan oportunidad de conseguir créditos para invertir.
También incentiva a que entren nuevos actores al mercado, evitando que las grandes empresas generadoras de energías convencionales no renovables aprovechen su peso y su capital para desplazar a los nuevos.
Según International Energy Agency es la mejor opción para poder generar un desarrollo eficaz y rápido de las energías renovables. Net Metering (NM) Este sistema que ha empezado a funcionar en países como Italia, Dinamarca, Alemania o EEUU y apoya el desarrollo de las energías renovables.
En un programa de Medición Neta, la compañía eléctrica permite al medidor del cliente retroceder si la electricidad que el cliente genera es mayor a la que consume.
Net Metering o Medición Neta es un sistema que permite a una casa conectarse a la red de generación eléctrica local e inyectar energía, siendo especialmente útil aquellas tecnologías que producen energías renovables como la solar fotovoltaica y energía eólica.
De esta forma, cuando la casa inyecta energía el medidor de luz funciona en sentido inverso.
Al final del período de facturación, el cliente sólo paga por su consumo neto: el total de recursos consumidos, menos el total de recursos generados.
Es decir, si usted llegara a generar energía eléctrica renovable desde su hogar o empresa, mediante paneles solares fotovoltaicos o energía eólica, por ejemplo, e inyectará electricidad al sistema, su medidor funcionaría en sentido contrario. Tipos de Net Metering en el mundo Este mecanismo ha probado ser eficiente en el desarrollo de infraestructura para generar electricidad renovable en Europa, Japón, Canadá y los Estados Unidos.
En países como Costa Rica, Argentina y Brasil se está empezando a probar dicha política.
Actualmente en Canadá, específicamente en las regiones de British Columbia, Ontario, Québec, Nova Scotia y Manitoba cuentan con regulaciones aprobadas sobre Medición Neta.
También las compañías de distribución local han desarrollado e implementado programas que mejoran el proceso de aplicación, especificando los requerimientos contractuales y las tarifas aprobadas por los reguladores.
En Dinamarca, han puesto en marcha un programa de medición neta que contempla tecnologías de generación fotovoltaica de pequeña escala, la electricidad generada por entes privados es comprada al mismo precio que el que la compañía distribuidora cobra cuando vende su electricidad estándar.
Este programa ha permitido que efectivamente el medidor del consumidor corra hacia atrás cuando la cantidad de energía que ha entregado a la red ha superado la cantidad de energía que ha consumido.
Los italianos cuentan con el Roofs Programme que promueve sistemas fotovoltaicos conectados a la red e integrados en edificios.
La regulación cubre intercambios locales, de compra y venta de electricidad a partir de plantas fotovoltaicas de capacidad instalada inferior a 20 kWh.
En EEUU hay actualmente 40 estados que utilizan alguna variante del Net Metering, sistema que se rige por la Energy Policy Act 2005*, que rige las necesidades de inversión en la infraestructura energética del país, ayuda a potenciar la confianza en el sistema energético y promueve una diversa combinación de combustibles para generar electricidad.
Esta ley señala que todas las operadoras públicas deben ofrecer Medición Neta a requerimiento de sus clientes: New Jersey y Colorado son considerados como los estados que tienen mejores políticas de Medición Neta en el país del norte.
Tomando como ejemplo la ley de Net Metering recientemente aprobada en Chile en febrero del año 2012, se busca fomentar el uso de pequeños generadores (básicamente por EERR y cogeneración) estableciendo beneficios tributarios y tarifas convenientes para los usuarios del sistema que deseen inyectar sus excedentes a la red de distribución.
Esto en particular para la energía fotovoltaica es un gran avance, ya que permite financiar el costo en el que se incurre para su instalación.
Sin embargo también afirma que el generador debe incurrir en los costos que sean necesarios para la instalación de los sistemas, incluyendo las obras y adecuaciones que sean necesarias en el sistema para permitir la inyección. El caso Chileno. Descripción del sistema en Chile Los usuarios finales sujetos a fijación de precios, que dispongan para su propio consumo de equipamiento de generación de energía eléctrica por medios renovables no convencionales o de instalaciones de cogeneración eficiente, tendrán derecho a inyectar la energía que de esta forma generen a la red de distribución a través de los respectivos empalmes, con una capacidad instalada por cliente o usuario final que no podrá superar los 100 kW.
Por otro lado, la concesionaria de distribución, deberá velar por que la habilitación de las instalaciones para inyectar los excedentes a la respectiva red de distribución, así como cualquier modificación realizada a las mismas que impliquen un cambio relevante en las magnitudes esperadas de inyección o en otras condiciones técnicas, cumpla con las exigencias establecidas por el reglamento.
Esta concesionaria deberá realizar un contrato con el generador que incluya las menciones mínimas establecidas por el reglamento, entre las que se deberán considerar, al menos, el equipamiento de generación del usuario final y sus características técnicas esenciales, la capacidad instalada de generación, la opción tarifaria, la propiedad del equipo medidor, el mecanismo de pago de los remanentes no descontados a que se refiere el artículo siguiente y su periodicidad, y demás conceptos básicos que establezca el reglamento.
Sin embargo las obras adicionales y adecuaciones que sean necesarias para permitir la conexión y la inyección de excedentes de los medios de generación a los que se hace mención, deberán ser solventadas por cada propietario de tales instalaciones y no podrán significar costos adicionales a los demás clientes.
Con respecto a las inyecciones de energía que se realicen de esta forma, estas serán valorizadas al precio que los concesionarios de servicio público de distribución traspasan a sus clientes regulados, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 158.
Dicha valorización deberá incorporar, además, las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de servicio público de distribución asociadas a las inyecciones de energía señaladas, las cuales deberán valorizarse del mismo modo que las pérdidas medias a que se refiere el numeral 2 del artículo 182 y ser reconocidas junto a la valorización de estas inyecciones.
El reglamento fijará los procedimientos para la valorización de las inyecciones realizadas por los medios de generación a que se refiere este artículo, cuando ellos se conecten en los sistemas señalados en el artículo 173.
Las inyecciones de energía valorizadas conforme al inciso precedente deberán ser descontadas de la facturación correspondiente al mes en el cual se realizaron dichas inyecciones.
De existir un remanente a favor del cliente, el mismo se imputará y descontará en la o las facturas subsiguientes.
Los remanentes a que se refiere este artículo, deberán ser reajustados de acuerdo al Índice de Precios del Consumidor, o el instrumento que lo remplace, según las instrucciones que imparta la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
Finalmente los pagos que recibirán los propietarios de estas instalaciones por la inyección de energía, no constituirán renta para todos los efectos legales y, por su parte, las operaciones que tengan lugar conforme a lo señalado en tales disposiciones no se encontrarán afectas a Impuesto al Valor Agregado, exceptuando a los contribuyentes de Primera Categoría. Efectos de la Ley en Chile El objetivo de la Ley es otorgar mayores facilidades a pequeños generadores conectados en la red de distribución para que puedan inyectar sus excedentes al sistema.
Se les están dando beneficios tributarios a quienes puedan obtener una renta a través de este sistema de inyección.
Además de valorizar la energía que se pudiera estar inyectando, también se valoriza a favor del generador la disminución de pérdidas que provoca este proceso.
Sin embargo el precio al cual se valoriza la energía, está relacionado directamente con el precio de nudo al cual compra la energía la empresa distribuidora.
Este precio puede ser fluctuante en el tiempo lo que puede perjudicar al pequeño generador.
También es cuestionable el hecho de que sólo se acepten generadores de hasta 100 kW de capacidad, debido a que grandes edificios podrían tener sistemas que superen esta capacidad y que también podrían ser incentivados a tener sus sistemas de generación eficiente o de energía renovable.
La Ley 20.701, sobre procedimiento para otorgar concesiones eléctricas, incorporó en la Ley General de Servicios Eléctricos un artículo cuyo objeto fue hacerse cargo de la creciente conflictividad y oposición de concesiones eléctricas, con el consecuente retraso en las obras en materia energética.
Así, la citada norma acotó el ámbito de las medidas precautorias, dictadas en el marco de un juicio posesorio sumario, en el que un concesionario puede pedir alzamiento de la medida precautoria, siempre que caucione la eventual demolición de la obra o la indemnización de los perjuicios en caso que sea condenado por sentencia firme.
Finalmente, el proyecto habilita a ENAP a participar a través de sociedades en que tenga participación menor al 50%.
Se exceptúa de la restricción sobre porcentaje de propiedad para la fase de realización de estudios y evaluaciones técnicas y comerciales, así como también la gestión y obtención de permisos y autorizaciones requeridos para el desarrollo de proyectos de generación con sus respectivas instalaciones de transmisión eléctrica. Proyectos y leyes en Argentina. 
Ver informe completo