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Potencialidades y limitaciones de los procesos de transición energética

La implementación de sistemas de Generación Distribuida con Energías Renovables (GDER) en Argentina

Santiago Garrido

Introducción

En las últimas dos décadas, el avance hacia un proceso de transición energética se ha instalado como un objetivo a alcanzar en la mayoría de los países de América Latina. Esto se produce en un contexto en el que la mayoría de los países sudamericanos experimentaron diferentes escenarios de crisis energética. Estas situaciones de crisis son presentadas de diferentes maneras por parte de los funcionarios estatales, las empresas del sector, organizaciones de la sociedad civil y académicos.

En los debates aun en desarrollo, en los diferentes países, se viene discutiendo cuáles son las principales causas de este tipo de crisis y que alternativas de solución se pueden implementar. Entre los puntos críticos identificados, se destaca la escasa diversificación de sus matrices energéticas. En la mayoría de los casos, el escenario de crisis es construido como un problema casi exclusivo de oferta deficitaria que puede resolverse con una mayor inversión en el sector de generación.

Es así que durante la primera década del siglo XXI, países como Brasil, Uruguay, Argentina y Chile impulsaron políticas de promoción del desarrollo y aprovechamiento de energías renovables no convencionales (ERNC). Este tipo de acciones lograron generar resultados significativos que ubicaron a la región como una de las zonas del mundo de mayor dinamismo en este campo aunque en términos concretos este avance fue desigual en cada país en función de sus propias particularidades (IRENA 2015).

Esta situación de crisis energética se produjo en un escenario mundial caracterizado por un proceso de transición energética centrado en el cambio climático y propone transformar los sistemas de generación, distribución y de consumo energético vigentes. Asimismo, el desarrollo de ERNC es presentado como una alternativa superadora, no sólo en términos ambientales, sino también como posibilidad para la creación de nuevos modelos de desarrollo, más democráticos e inclusivos. Una de las alternativas más relevantes en este sentido ha sido el impulso de sistemas de Generación Distribuida con ERNC (GDER) que tuvo un gran crecimiento en los últimos años a nivel mundial (IEA 2017).

Sin embargo, estas iniciativas presentan limitaciones para su implementación en países como Argentina. Estas limitaciones están directamente relacionadas con el intento de replicar de forma prácticamente acrítica los modelos generados en los países centrales. Las escasas experiencias desarrolladas hasta el momento terminaron generando nuevos procesos de exclusión entre los que tienen los recursos y la capacidad de beneficiarse de este tipo de sistemas y la gran mayoría que no. Asimismo, las empresas distribuidoras continuaron controlando el sistema a través de trabas burocráticas y técnicas.

El objetivo de este trabajo es analizar el desarrollo de una experiencia de GDER implementada en conjunto por la Cooperativa Eléctrica de la Ciudad de Armstrong y la Facultad Regional Rosario de la Universidad Tecnológica Nacional, que propone un modelo alternativo para la implementación de este tipo sistemas. Para ello se propone realizar una reconstrucción analítica de las diferentes políticas públicas, para generar algunas reflexiones acerca del proceso de co-construcción de tecnologías, conocimientos, formación de recursos humanos especializados, políticas públicas y dinámicas desarrollo productivo asociados al desarrollo e implementación de sistemas GDER.

Asimismo, se propone reflexionar sobre las limitaciones que presenta la importación de modelos diseñados para la realidad de otro tipo de países como los europeos, la potencialidad de los proyectos asociativos o cooperativos para desarrollar modelos de electrificación que superen la concepción de la energía como un bien de mercado y pensar procesos de transición energética justa.

Enfoque teórico

El discurso oficial sobre la transición energética en América Latina está centrado en un cambio de matriz energética. De este modo, este tipo de interpretaciones (que además orienta la política pública) no tienen en cuenta otro tipo de aspectos que forman parte de los sistemas socio-técnicos como lo es el energético.

Desde la década de 1990, los estudios sobre transiciones vienen proponiendo un marco analítico multinivel que permita comprender los procesos de transformación sistémica de amplios sectores de la producción y el consumo hacia regímenes más sustentables en términos económicos y ambientales (Smith y Stirling 2010). Con antecedentes intelectuales en los estudios de economía de la innovación y los estudios en Ciencia, Tecnología y Sociedad, este marco fue utilizado en sus comienzos para describir transiciones socio-técnicas históricas. Sin embargo, en los últimos años existe un interés creciente en el aporte de sus elementos prescriptivos para pensar el diseño de políticas públicas (Geels y Schot 2007).

Es así que en algunos países, como Holanda, algunas propuestas analíticas como la gestión estratégica de nichos (strategic niche management)( Rip y Kemp 1998; Geels y Raven 2006) o la gestión de las transiciones (transition management) (Loorbach 2010) son la principal referencia para el diseño de instituciones y políticas dedicadas a la planificación estatal.

A lo largo de dos décadas el campo de los estudios sobre transiciones ha crecido de manera sostenida desarrollando múltiples trabajos de investigación sobre sectores clave como energía, agricultura, vivienda o transporte. En este marco se desplegaron nuevos debates y reflexiones para profundizar en temas como las relaciones de poder en los procesos de transición, la gobernanza, equidad y justicia a nivel local, regional y global, entre otros (Avelino y Rotmans 2009).

En este mismo sentido, una de las críticas que se le suelen realizar a los estudios de transiciones es su excesivo apego a los modelos de la economía de la innovación fuertemente asociados a las dinámicas de mercado como única racionalidad. De este modo, la adopción de una nueva tecnología (como puede ser el caso de los sistemas de GDER) dependen de su éxito en términos de rentabilidad en relación a las tecnologías competidoras.

Como alternativa, algunos autores proponen explorar otras formas de innovación. Seyfang y Smith, por ejemplo, analizan las grassroots innovations como las innovaciones sociales desarrolladas a nivel comunitario como procesos de generación de soluciones bottom-up adecuadas a situaciones locales y basadas en intereses y valores de esas comunidades. Basada en esta definición, los autores proponen distinguir grassroots innovations dirigidas al desarrollo local de las innovaciones orientadas al mercado y la generación de ganancia (Seyfang y Smith 2007).

Por otro lado, Seyfang y Smith diferencian entre innovación convencional basada en las reglas de mercado y las grassroots innovations desarrolladas por mutuales, cooperativas y empresas sociales. Este tipo de innovaciones, se llevan a cabo en el marco de nichos en los que las reglas y los incentivos difieren de las reglas de mercado (Seyfang y Smith 2007). Por esta razón, los autores enfatizan que las instituciones como las que mencionan son mucho más abiertas a procesos de experimentación y no tienen miedo de tomar mayores riesgos.

El concepto de transición energética y la implementación de sistemas de GDER fueron diseñados originalmente por y para los países desarrollados. En países como los de América Latina llegaron como ejemplos a imitar. Por este motivo, es importante tener en cuenta que los procesos de adopción de tecnologías están usualmente atravesados por diversas tensiones entre los generadores y promotores de las tecnologías y los potenciales usuarios. Contrariamente a la noción de transferencia, que presume la identidad permanente de un artefacto, independientemente del escenario socio-histórico concreto en el que se lo inserta, la adecuación socio-técnica implica procesos de producción y de construcción social de la utilidad y funcionamiento de las tecnologías donde participan diferentes actores (usuarios, beneficiarios, funcionarios públicos, empresas, organizaciones sociales) (Thomas 2009).

En esta perspectiva, la condición de funcionamiento de una tecnología deriva de una evaluación socialmente construida de sus cualidades y no de sus propiedades intrínsecas. En este proceso de evaluación intervienen conjuntos diferenciados de actores que comparten una atribución de sentido y un criterio de funcionamiento para un artefacto o tecnología dada. A través de la negociación o la imposición de tales sentidos y criterios, se arriba a una situación de consenso (clausura) respecto a las características de la tecnología (o instrumento de política) viable (Bijker 1995).

Para ajustar el foco analítico en este tipo de actores es necesario utilizar un modelo analítico-explicativo diferente para poder captar la heterogeneidad de estos diversos grupos de organizaciones y su rol en el proceso de producción de innovaciones. Tecnologías y sistemas son co-construidos con los usuarios, productores y consumidores, los sistemas de producción y distribución con las regulaciones y las empresas con su equipamiento tecnológico. Porque en el mismo proceso socio-técnico en el que las tecnologías son diseñadas, producidas y usadas; las relaciones sociales de producción, de trabajo, de comunicación, de poder, de compartir, son construidas.

Sistemas de GDER en América del Sur y Argentina

El modelo energético que se consolidó a nivel mundial a partir de la finalización de la segunda guerra mundial se basaba en un diseño centralizado con grandes centrales de generación, principalmente alimentadas por carbón y derivados de petróleo, y más recientemente también por gas natural, fisión nuclear y grandes centrales hidroeléctricas. Desde la década de 1980, éste modelo comenzó a sufrir fuertes críticas, a proponiendo una nueva alternativa basada en unidades de generación más pequeñas, distribuidas y basadas en el uso de energías renovables (solar fotovoltaica, eólica, biomasa, pequeña hidroeléctrica) (Grubler 2012; Sovacool 2016).

Sistemas GDER

Es así que a comienzos del siglo XXI, el desarrollo de sistemas de GDER conectadas a redes de baja tensión experimentó una gran expansión en los últimos años a nivel mundial[1]. La explicación más extendida para este fenómeno se centra en la significativa caída de los precios de los equipos fotovoltaicos, la reducción de la incertidumbre sobre los efectos técnicos negativos que puede producir la inyección en las redes de baja tensión, y la consolidación de políticas de fomento concretas impulsadas por diferentes países a nivel mundial (Facchini et al. 2011).

Entre las virtudes que se le asignan a este tipo de sistemas se destaca la posibilidad de reducir los costos de transporte y distribución, de producir cambios en la matriz energética con menores costos de inversión y de generar una mayor autonomía a los usuarios en relación a las compañías distribuidoras.

En los países desarrollados se generaron diferentes instrumentos para impulsar la implementación de sistemas de GDER basados en incentivos para que los usuarios residenciales puedan generar energía e inyectarla a la red con algún tipo de retribución económica. Los mecanismos suelen variar entre dos sistemas bastante estandarizados: net metering y net billing.

En el sistema net metering los usuarios del sistema eléctrico pueden generar su propia energía y vender a la red sus excedentes al mismo precio que la compran a la empresa distribuidora. De este modo, la compañía distribuidora de energía eléctrica descuenta los kilowatts aportados por cada usuario-generador de su factura. En el caso de net billing, la energía inyectada por un particular y la comprada a la red tienen precios diferentes. Puede ser que la empresa compre la energía generada por los usuarios a precio mayor u otro menor. En los casos en que se incentiva la generación de usuarios particulares con un precio preferencial, el sistema se denomina Feed in Tariff (Colmenar Santos et al. 2015).

Este tipo de sistemas fueron implementados en diferentes países europeos y en Estados Unidos, con resultados positivos si se los evalúa en términos de potencia instalada y por la cantidad de usuarios participantes. En América Latina, este tipo de instrumentos fueron incorporados a lo largo de la última década con resultados dispares.

Sistemas GDER en América del Sur

Uruguay fue el primer país de la región en habilitar la incorporación de GDER en el año 2010 a partir de un decreto del poder ejecutivo y la reglamentación correspondiente de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), empresa estatal que tiene el monopolio de las actividades de trasmisión y distribución de energía eléctrica. El sistema implementado en Uruguay se puede ubicar entre los modelos de net metering a través de la instalación de medidores bidireccionales con una exención impositiva para los usuarios-generadores participantes (Garmendia 2012).

En Brasil, la GDER fue autorizada a partir de una norma de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de 2012, que fue modificada en 2016 debido a los magros resultados que se habían conseguido hasta ese momento. La principal modificación que se implementó fue ampliar la capacidad de las unidades de generación permitidos hasta un máximo de 5 MW (Ochoa Di Masi 2018).

Chile se incorporó a los países que habilitaron la incorporación de sistemas de GDER con la ley 20.571 de 2014 (conocida como ley de net billing), que permitía la conexión a la red eléctrica de unidades de generación de hasta 100 kW para autoconsumo y venta de excedentes. La compra de la electricidad excedente por parte de las compañías distribuidoras se realiza a un precio equivalente al que pagan las empresas a las generadoras (Ochoa Di Masi 2018).

En los tres casos, el crecimiento en capacidad instalada de instalaciones de GDER fue exponencial. En Uruguay, cuenta en la actualidad con 16 MW (UTE 2019) y Chile con 24 MW de potencia instalada (Systep 2019). En el caso de Brasil, durante el año 2019 se superó la barrera de los 500 MW (ANEEL 2019). De acuerdo a estas cifras, se puede reconocer que las políticas de promoción implementadas en estos países tuvieron resultados altamente positivos. Sin embargo, cuando se analiza con detenimiento como está compuesta esta generación, se puede observar que la mayoría de los proyectos de GDER son impulsados por empresas industriales, establecimientos comerciales o emprendimientos inmobiliarios. El peso de pequeños generadores residenciales en todos los casos es muy bajo.

De este modo, las promesas de democratización que proponía la generación distribuida queda limitada a sectores privilegiados con capacidad económica para realizar este tipo de inversiones o de aprovechar los beneficios propuestos como los beneficios impositivos que se ofrecen como en el caso uruguayo y la reforma de la política brasileña de 2016.

La Argentina fue uno de los últimos países de América Latina en legislar la GDER con la aprobación de la ley 27.424 de generación distribuida en diciembre de 2017. Desde entonces, se avanzó en la reglamentación de la ley y la adhesión de las diferentes provincias. Sin embargo, la trayectoria de los sistemas de GDER en Argentina precede a la ley nacional a partir de diferentes proyectos de investigación y regulaciones a escala provincial.

Sistemas GDER en Argentina

La posibilidad de incorporar sistemas de GDER a escala residencial en redes de baja tensión en Argentina fue objeto de debate por sus aspectos técnicos y económicos. Frente al desafío tecnológico y cognitivo que representaba, se iniciaron en Argentina proyectos y líneas de investigación para poner a prueba la respuesta de las redes de distribución frente a la incorporación de diferentes puntos de generación variable como la ofrecida por los paneles fotovoltaicos. Uno de los aspectos que estas iniciativas buscan medir es lo que se denomina como “armonía de la red” y se relaciona al comportamiento de la red eléctrica frente a la inyección de energía de tipo intermitente en diferentes puntos de la misma. La mayoría de estas investigaciones fueron realizadas buscando emular experiencias desarrolladas en otros países poniendo a prueba protocolos similares en las redes de distribución de baja tensión en Argentina (Facchini et al. 2011; Durán et al. 2014).

A partir de estas experiencias, se produjo un importante volumen de información y conocimiento sobre diferentes aspectos técnicos. Sin embargo, sigue siendo muy pobre el conocimiento generado en relación a la gestión de estos sistemas en los que los se incorpora un nuevo actor como los usuarios-generadores o “prosumidores”. Para los defensores e impulsores de este tipo de sistemas, la incorporación de los usuarios como generadores a los sistemas de distribución de energía eléctrica representa una oportunidad de democratización (Los Verdes 2016).

En paralelo, algunos gobiernos provinciales impulsaron, en la última década, leyes y resoluciones orientadas a promover y regular la instalación de sistemas de generación distribuida con conexión a redes de baja tensión. De este modo, provincias como Santa Fe, Salta, San Luis, Neuquén y Mendoza habilitaron el desarrollo de sistemas de GDER antes de la sanción de la ley nacional.

En su gran mayoría se promovieron modelos de balance neto (net metering o net billing), por lo que el principal beneficio que tienen los usuarios residenciales es reducir el costo de su consumo eléctrico a través de la energía que generan y aportan al sistema. La implementación de estas medidas no tuvo gran respuesta por parte de los usuarios. En el caso de Salta, por ejemplo, las experiencias desarrolladas se concentraron en algunos proyectos asociados a emprendimientos inmobiliarios de gran escala. La participación de usuarios residenciales fue muy baja principalmente por el alto costo que aun representa la instalación de este tipo de tecnología y los plazos todavía muy largos de recuperación de la inversión.

Por otro lado, las empresas distribuidoras de electricidad se resisten a la posibilidad de extender la incorporación de este tipo de sistemas. En general, plantean cuestionamientos técnicos que, de acuerdo a los resultados obtenidos en las investigaciones ya mencionadas, pueden ser perfectamente superados. Para algunos analistas y técnicos el rechazo de las empresas se relaciona más a cuestiones económicas y de control de un sistema que administran en términos de monopolio natural.

En definitiva, los mecanismos implementados para promover el desarrollo de GDER en Argentina presentaron magros resultados hasta el momento. Frente a esta situación, algunos estados provinciales relanzaron sus políticas con nuevos incentivos como es el caso de Santa Fe que lanzó el programa Prosumidores que incorpora el pago de un precio diferencial a la energía entregada por cualquier usuario del sistema eléctrico que utilice ERNC (Arraña et al. 2015).

Este programa es financiado con fondos del Estado provincial pero está limitado a un número reducido de conexiones por problemas presupuestarios. Asimismo, es blanco de fuertes críticas ya que los recursos utilizados son obtenidos a través de un impuesto generalizado a todos los usuarios del sistema eléctrico provincial. De este modo, unos pocos (que cuentan con recursos para instalar un sistema fotovoltaico) son beneficiados por el resto de la población, sin distinciones de ningún tipo.

Los sistemas fotovoltaicos necesarios para ser generador residencial en un sistema de GDER son muy costosos para un usuario medio del sistema eléctrico en Argentina (aunque los costos están bajando de forma acelerada). Por este motivo, la posibilidad de incorporarse como generador en estos sistemas se reduce a quienes tienen la capacidad económica para afrontar la compra e instalación de estos equipos. De este modo, la participación en este tipo de sistemas de GDER reproduce en gran medida las dinámicas de exclusión vigentes. Pero además, un sistema de GDER puede operar gracias a la existencia de una red eléctrica que se sostiene también con una potencia que aportan los sistemas de generación concentrada y que es sostenido por el resto de los usuarios de la red, lo que opera como una forma de subsidio encubierto.

Repensando modelos de GDER alternativos

Las limitaciones que presenta la implementación de modelos de GDER en los países del cono sur están directamente relacionadas con una práctica frecuente al momento de desarrollar sistemas legislativos o regulatorios en América Latina, que es el intento de replicar de forma prácticamente acrítica los modelos desarrollados en los países centrales. Tal es el caso de las políticas de promoción de energías renovables basadas en sistemas Feed in Tariff. La implementación de este tipo de política a nivel local requiere, al menos, un proceso de adecuación que en general no suele tenerse en cuenta.

Asimismo, en los casos en los que este tipo de iniciativa logró alcanzar los resultados esperados (al menos en términos de capacidad instalada), las promesas que ofrecía la GDER como impulsora de sistemas eléctricos más democráticos e inclusivos no fueron cumplidas. En esos casos, terminaron generando nuevos procesos de exclusión entre los que tienen los recursos a la capacidad de beneficiarse de este tipo de sistemas y la gran mayoría que no. Asimismo, las empresas distribuidoras continuaron controlando el sistema a través de trabas burocráticas y técnicas.

Los procesos de copia de modelos importados en América Latina siempre son selectivos. Quienes lo impulsan, sólo toman en cuenta los modelos hegemónicos, pero no se exploran los modelos alternativos. Es así que otras formas de implementación de sistemas de GDER desarrollados en Europa y Estados Unidos, no fueron tenidas en cuenta en los países del cono sur.

Los sistemas de GDER alternativos a los modelos basados en incentivos económicos, se pueden agrupar en 4 formas estilizadas: 1) Sistemas públicos municipales 2) Sistemas de créditos PACE (Property Assessed Clean Energy) 3) Sistemas de cooperativas de generadores 4) Sistemas con financiamiento de terceros (alquiler de techos).

La mayoría de los sistemas públicos municipales surgieron como una alternativa frente a la falta de interés de las empresas privadas de distribución eléctrica en implementar sistemas de GDER. Este fue el caso de varias ciudades Estados Unidos, entre las que se destaca el caso de San Francisco en el cual el gobierno local intentó municipalizar el servicio eléctrico para impulsar una transición energética verde. Al no poder municipalizar el sistema completo, se avanzó en el desarrollo de sistemas de generación renovable públicos manteniendo el sistema de distribución en manos privadas (Hess 2013). Este tipo de experiencias se caracterizan por la instalación de plantas fotovoltaicas o pequeños parques eólicos conectados a las redes de baja tensión (no tiene instalaciones residenciales).

Los sistemas de créditos PACE, se basan en un modelo de financiamiento para adquirir e instalar sistemas de GDER (puede ser financiado por el Estado o por un tercero). En este tipo de modelo, la propiedad de los sistemas es privada de cada usuario (puede ser a través de consorcios) y el préstamo se puede establecer a través de un sistema de hipoteca o a través de un impuesto (en el caso de que el crédito lo brinde el Estado). Uno de los desafíos que presenta este tipo de modelo es evitar que se convierta un negocio financiero si se incorporan grandes bancos o instituciones crediticias (Coley y Hess 2012).

El modelo cooperativo tiene una gran penetración en varios países de Europa como Dinamarca o Alemania, pero también hay experiencias en Estados Unidos. Los sistemas cooperativos pueden adquirir diferentes formas que van desde una sociedad entre varios usuarios que comparten una unidad de generación y se reparten sus beneficios, hasta una sociedad de asesoramiento técnico que se ocupa de facilitar trámites y costos de transacción a terceros (Bauwens et al. 2016; Hess 2013).

Finalmente, el modelo de financiamiento de terceros es desarrollado por empresas o privados que instalan y administran sistemas de GDER en la propiedad de un tercero. En el caso de la energía fotovoltaica, funciona como un alquiler de techos. De este modo, una empresa puede contar con múltiples unidades de generación distribuidas en una ciudad logrando una potencia instalada importante, pero manteniendo los beneficios que se les suele otorgar a los pequeños generadores (Drury et al. 2012).

La mayoría de las experiencias desarrolladas bajo estos modelos tuvieron un alcance limitado y ocupan un espacio marginal entre los sistemas eléctricos en Europa y Estados Unidos. En muchos casos, estas experiencias fueron absorbidas por grandes empresas (sobre todo las desarrolladas a partir de sistemas de créditos o financiamiento de terceros). Los casos en que estos sistemas sobrevivieron lo hicieron como proyectos experimentales o demostrativos (Hess 2013).

El principal problema que buscan resolver estos modelos es el del acceso al financiamiento. Este es justamente uno de los aspectos críticos que limitan la expansión de los sistemas de GDER en los países de América Latina ya que los incentivos que ofrecen políticas aplicadas requieren una inversión previa. En el caso de Argentina, donde el acceso al crédito es complejo y caro, este problema se agrava. Una alternativa a este tipo de restricciones es la que se viene desarrollando en la ciudad de Armstrong (provincia de Santa Fe) desde finales de 2015. Allí se puso en marcha un proyecto con financiamiento público e impulsado por una cooperativa eléctrica para desarrollar un sistema de GDER bajo un modelo que sus propios impulsores denominaron como solidario.

Una propuesta cooperativa alternativa: el proyecto PRIER

Como en muchas ciudades rurales de la región pampeana, en Armstrong la distribución de energía eléctrica es realizada por una cooperativa eléctrica. La Cooperativa de Provisión de Obras y Servicios Públicos Limitada de Armstrong (CELAR) fue creada a mediados del siglo XX por los propios vecinos de la localidad con el propósito de garantizar el acceso al servicio eléctrico y la calidad del mismo. Durante sus primeros años, la electricidad que distribuía la cooperativa era generada en la misma ciudad a través de una usina térmica conformada por una batería de generadores diesel. De este modo, la electricidad era generada distribuida y consumida en la misma ciudad y este modelo se repetía en gran parte de las ciudades rurales de la Argentina. Con la conexión de la red de la ciudad al sistema de interconectado nacional efectuado en 1971, la cooperativa se hizo cargo de la distribución de la energía eléctrica que compra al mercado mayorista ya que su costo es mucho más bajo que el que implica generar la electricidad con sus propias usinas.

Aprovechando la nueva legislación provincial que habilitó y promovió la generación distribuida, la CELAR se sumó a un proyecto con un grupo de investigación de la Universidad Tecnológica Nacional (Facultad Regional Rosario) y con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) para desarrollar una red inteligente con generación distribuida en la ciudad de Armstrong. La propuesta se presentó a la convocatoria de proyectos “Fondo de Innovación Tecnológica Sectorial (FITS) Energía–Uso Racional y Eficiente de la Energía (UREE) 2013” impulsada por la Agencia Nacional de Promoción de la Ciencia y la Tecnología (ANPCyT) y obtuvo el financiamiento requerido. El proyecto fue presentado con bajo el título: “Generación distribuida con Energías Renovables. Aportes tecnológicos, sociales, ambientales y económicos de su aplicación en la Red Inteligente de Armstrong” e identificado con la sigla PRIER.

La propuesta del proyecto consistió en el desarrollo de instalaciones de GDER conectadas a la red de distribución en el ámbito urbano y rural con al menos 3 tecnologías posibles: generación eléctrica a partir de sistemas solares fotovoltaicos, generación eléctrica a partir de aerogeneradores, y generación de energía eléctrica a partir de micro-turbinas hidráulicas. Para ello se planificaron instalaciones de paneles fotovoltaicos residenciales, instalaciones centralizadas con aerogeneradores de baja potencia y plantas fotovoltaicas de mayor porte que las residenciales, y una central con micro-turbinas hidráulicas de pasada en el río Carcarañá cercano a la localidad[2].

La primera etapa del proyecto se centró en la puesta en marcha de los sistemas fotovoltaicos: una planta de generación de 200 kW ubicada en el Área Industrial Armstrong (que es propiedad de la cooperativa) definida por los responsables del proyecto como planta de piso y 50 sistemas de 1,5 kW en viviendas de usuarios de la cooperativa, denominados instalaciones de techo.

La planta solar de piso instalada y puesta en marcha en agosto de 2017 consta de 880 paneles fotovoltaicos, un sistema de monitoreo de energía para vigilar de manera remota el estado de generación de la planta y un transformador elevador de baja a media tensión para poder inyectarla en la red. El diseño integral de la planta fue desarrollado por los integrantes del proyecto con aportes del personal técnico de la cooperativa, investigadores y técnicos de la UTN y el INTI y con asesoramiento de los proveedores de los equipos.

La idea central del proyecto, y que se adecuaba a lo que se pedía para su financiamiento, era poder monitorear y medir la respuesta técnica de todo el sistema con las nuevas fuentes de generación distribuida, combinada con el consumo y las redes de distribución. Hasta aquí, el proyecto no se presentaba muy novedoso en relación a otros que se estaban desarrollando hasta ese momento. Sin embargo, un elemento distintivo del proyecto fue la incorporación al trabajo de investigación de variables de tipo socio-económico que en un primer momento se centró en el relevamiento de beneficios, perjuicios, prejuicios, percepciones de los diferentes actores sociales involucrados. También se contempló generar instancias de participación ciudadana en diferentes momentos del proyecto. Cuando el proyecto se puso en marcha, surgieron los primeros problemas de fondo a resolver que promovieron un proceso de adecuación socio-técnica particular.

La propuesta original del proyecto se centraba en los modelos de generación distribuida conocidos hasta el momento, los cuales consiraban a los usuarios-generadores como potenciales vendedores de la energía producida, bajo el principio de que eran los propietarios de los equipos fotovoltaicos. De alguna manera, esa compra era un reconocimiento a la inversión realizada y, obviamente, a la energía efectivamente aportada a la red. Sin embargo, en el caso del PRIER, era necesario generar una adecuación particular de este tipo de modelo ya que los equipos fotovoltaicos que se iban a instalar fueron adquiridos y eran propiedad de la cooperativa, que a su vez debía comprar la energía producida.

El sistema a implementar debía contemplar la instalación de sistemas fotovoltaicos que eran propiedad de la cooperativa pero que debían operar en el techo de las casas de un grupo reducido de usuarios. Esto generaba una serie de problemas a resolver: 1) ¿cuáles eran los usuarios elegidos para participar del proyecto? (lo que significaba que una enorme mayoría quedaría excluida); 2) ¿qué tipo de retribución iba a recibir el usuario que aportaba su techo para la experiencia?; 3) ¿qué nivel de control iba a tener la cooperativa de esos dispositivos una vez instalados?

Los referentes del proyecto comenzaron a realizar consultas a distintas instituciones locales y provinciales, y sumaron nuevos participantes en el proyecto entre los que se destaca una organización especializada en gestión urbana participativa. A partir de este intercambio se definieron un conjunto de opciones posibles para la implementación del sistema.

A partir de una serie de talleres participativos, a los que asistió gran parte de los vecinos de la ciudad, se resolvió avanzar en un sistema en el que los vecinos aportaban sus techos para la instalación de paneles fotovoltaicos, sin recibir ningún tipo de retribución económica. Por su parte, la cooperativa debía crear un fondo de reserva con el valor de la energía generada por los 50 techos y la planta de piso para invertir en nueva generación basada en ERNC con la adquisición de nuevos equipos e instalaciones renovables para extender el sistema sumando nuevos socios adherentes (PRIER 2016).

Otras alternativas evaluadas fueron la creación de un fondo para mejoramiento del sistema de iluminación urbano y de espacios públicos, o la generación de un fondo solidario para enfrentar posibles estructuraciones tarifarias que tengan en cuenta aspectos sociales y solidarios. También se propusieron opciones que ofrecían una combinación entre la generación de un fondo cooperativo y algún tipo de retribución como un descuento en otro tipo de servicios que ofrece la cooperativa como el servicio de Internet, una compensación en la factura de electricidad, el pago de un canon en concepto de alquiler de instalaciones de los usuarios domiciliarios o incluso algún sistema de retribución por la energía generada.

Los responsables de la cooperativa se mostraron escépticos frente a la posibilidad de llevar adelante un sistema de tipo solidario. Puntualmente, creían que sus vecinos no iban a aceptar participar del proyecto facilitando el uso de sus techos para instalar los equipos fotovoltaicos a cambio de nada. Por otro lado, algunos de los investigadores y los integrantes de una ONG especializada en gestión urbana comunitaria, consideraban que había que trabajar para lograr un sistema totalmente solidario. Un aspecto clave que se puso en discusión fue la necesidad de trabajar en la sustentabilidad de la experiencia y la posibilidad de expandirla. Para ello era fundamental disponer de los recursos económicos que permitiría generar el ahorro energético producido por el sistema para reinvertir en nuevos equipos fotovoltaicos a fin de sumar nuevos socios.

Finalmente, se resolvió trabajar en conjunto para tratar de lograr la opción de máxima a través de un proceso de toma de decisiones participativo con los vecinos de la ciudad. Luego de la realización de los talleres participativos se logró una amplia aceptación para avanzar en la implementación de un modelo solidario (PRIER 2016).

La implementación de este modelo presenta algunas particularidades técnicas que difieren de otros. Por un lado, las instalaciones de techo no pueden afectar la estructura edilicia de las viviendas donde se deben colocar. Por este motivo, la cooperativa tuvo de diseñar un soporte para los paneles solares con una estructura que no necesitara ser amurada y que fuera lo suficientemente firme para evitar que una ráfaga de viento la pudiera volar. Por otro lado, se tuvo que diseñar un sistema de conexión a la red en paralelo con la instalación de un segundo medidor para la energía inyectada en la red. Este trabajo estuvo a cargo de la propia cooperativa con el asesoramiento de los investigadores de la UTN. Asimismo, en el año 2018 se instalaron tres aerogeneradores de baja potencia en diferentes puntos de la red para evaluar su potencial y hacer mediciones del comportamiento de la red.

La ejecución del proyecto de investigación fue finalizada en el año 2019. Sin embargo, la experiencia de GDER de Armstrong sigue en expansión. Además de sostener la operación de los sistemas instalados, la cooperativa decidió avanzar con la ampliación de la planta de piso con fondos propios. Asimismo, desarrollaron un parque demostrativo (que incluye una planta fotovoltaica y un aerogenerador de baja potencia) para desarrollar visitas educativas con las escuelas de la zona.

De esta manera, el sistema GDER diseñado en la ciudad de Armstrong representa una alternativa a los modelos vigentes que reproducen la lógica de mercado imperante en los sistemas de generación, distribución y consumo eléctrico convencionales. El desarrollo de esta experiencia en una cooperativa abre una posibilidad significativa para poder avanzar en un sistema energético democrático y solidario donde los usuarios del sistema, como socios de la cooperativa, son en parte propietarios de la misma.

Conclusiones

Como ha sido comentado al comienzo de este trabajo, el desarrollo de sistemas de GDER es presentado en la actualidad como un medio poderoso para consolidar un proceso de transición hacia un sistema más equitativo y democrático de generación y distribución de la energía eléctrica. Sin embargo, las contradicciones que muestran las implementación de algunas experiencias de GDER en Argentina, permite observar que no siempre esta clase de modelos garantizan ese tipo de transición.

En este sentido, se puede observar que los instrumentos desarrollados hasta el momento en Argentina, fueron diseñados tomando como ejemplo modelos aplicados en otros países. Su implementación en otros contexto, como el sudamericano, no suele tener los mismos resultados (puntualmente la escasa cantidad de instalaciones residenciales de GD), demostrando la necesidad de romper con las interpretaciones deterministas que presuponen que un dispositivo legal-regulatorio puede ser de aplicación universal. Por otro lado, los esfuerzos aplicados a desarrollar conocimientos científico-tecnológicos, en el caso argentino, no lograron traducirse en nuevos instrumentos que se ajusten a las particularidades locales.

Asimismo, se puede identificar un sesgo en el tipo de instrumentos y estrategias adoptadas ya que se concentran en incentivos de mercado. Los modelos Feed in Tariff o de balance neto, muy extendidos y aceptados en países centrales, no generan los mismos resultados en países como Argentina. La principal debilidad que presentan estos modelos se vinculan a los mecanismos de financiamiento. De este modo, generan nuevos procesos de exclusión entre quienes tienen acceso al crédito y quiénes no.

Los modelos alternativos que fueron presentados en este trabajo, están precisamente orientados a generar otras formas de acceso al financiamiento. Sin embargo, este tipo de opciones no han tenido demasiada influencia en los países en desarrollo. En general estas experiencias se concentran también en los países centrales y, en muchas ocasiones, en combinación con sistemas convencionales como los de balance neto. Muchos de estos proyectos son impulsados e interpretados como formas que permitan avanzar a un proceso de transición energética justa, orientada a promover un nuevo sistema energético más democrático e inclusivo.

En la experiencia de Armstrong se pueden encontrar algunos elementos en común con esta clase de modelos alternativos, aunque con algunas particularidades significativas. Las experiencias cooperativas o comunitarias que suele imponerse en los países centrales se focalizan en sistemas de generación de propiedad compartida entre vecinos. Los parques fotovoltaicos o eólicos que surgen de este tipo de experiencias son un actor más del sistema eléctrico y compiten con el resto, bajo las reglas de juego de mercado establecidas.

El proyecto PRIER, en cambio, surge en un contexto diferente donde la cooperativa es la distribuidora de energía que se convierte al mismo tiempo en generadora. De este modo, no hay tensiones entre generadores y empresa de distribución eléctrica, que además es de propiedad de los mismos usuarios del sistema. De este modo, surge como una oportunidad para recuperar la experiencia acumulada de las cooperativas de servicios públicos en las ciudades del interior del país, en lugar de intentar adaptar modelos desarrollados en el marco de otros contextos socio-históricos.

Para pensar los problemas y desafíos que enfrentan este tipo de sistemas resulta valioso el aporte de los estudios sobre transiciones a la sustentabilidad. Sobre todo el de la perspectiva multinivel, y los estudios de las condiciones de nicho. En general, los trabajos llevados adelante desde esta perspectiva identifican como nichos sustentables a los espacios de investigación y desarrollo (laboratorios, universidades, instancias experimentales), sobre todo porque cumplen con la premisa de ser espacios protegidos en los que las reglas de juego son diferentes (rentabilidad, eficiencia, performance). En este sentido, el caso de Armstrong no es muy diferente porque se desarrolló en el marco de un proyecto de investigación. Sin embargo, el desafío actual de la experiencia es consolidar el proceso de adecuación socio-técnica para garantizar la continuidad y escalamiento del proyecto, y evitar que quede reducido a una simple experiencia demostrativa o testimonial. En este sentido, las ciudades que cuentan con distribución eléctrica basada en cooperativas pueden ofrecer condiciones de nicho en la medida en que este tipo de empresas no tienen como principal objetivo la generación de ganancia, sino garantizar el servicio a sus usuarios que además son socios de las mismas.

Finalmente, la transición energética justa debe responder a un cambio integral del sistema socio-técnico vigente. Esto implica, no solo cambiar la matriz de generación de energía, también se deben revisar los marcos normativos, las prácticas de consumo y las racionalidades económicas vigentes. El desarrollo de múltiples nichos de GDER basados en modelos cooperativos puede ser un primer paso en ese sentido.

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  1. Existen muchas definiciones de GD, que varían según el tipo de generación, escala y forma de conexión. Para este trabajo se toma la definición propuesta por Ackermann et al. (2001) que define como GD como una fuente de generación de energía eléctrica conectada directamente a la red eléctrica de distribución o en la red eléctrica de baja tensión. Por tanto, la definición es amplia y no plantea restricciones en términos de capacidad de generación o de la tecnología utilizada.
  2. La extensión de los plazos de ejecución, y de adjudicación de los recursos, del proyecto obligó a los responsables del proyecto a realizar algunos cambios. De este modo, no se pudo avanzar en la instalación de la central mini-hidroeléctrica y se redujo sustantivamente en número de aerogeneradores que se planificaron originalmente. Así, el proyecto se reconvirtió en una experiencia centrada en energía fotovoltaica.


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