¿Quién paga por la red? Los prosumidores, el flujo inverso y el reto de cobrar por el uso del cable.

Con la colaboración de Eduardo Silva, Helder Sousa, Victor Ribeiro e Rodrigo Mota

Este es el primero de una serie de tres artículos que traducen, de forma didáctica, los mensajes principales del informe técnico de TR Soluções sobre la asignación de costes en la era de los prosumidores.

Aquí presentamos el problema y los conceptos necesarios para comprenderlo, sin requerir conocimientos previos del sector eléctrico: la parte de la factura de electricidad que paga la red de distribución (el "cable") se divide en función de una lógica que supone que la energía fluye en una sola dirección, desde la subestación hasta el consumidor.

La generación distribuida (GD) rompió con esta premisa. En los siguientes artículos, mostramos cómo el estudio propone resolver el problema y qué halló en los datos de Cemig.

¿Cómo está organizada esta serie?

• Artículo 1 (este): El problema: conceptos básicos, cómo se paga por internet hoy en día y qué ha cambiado con los prosumidores.
• Artículo 2 – El método: cómo separar el consumo de combustible de la inyección de combustible y calcular el coste de cada uno.
• Artículo 3 – Los resultados: qué señales de precios surgen cuando la red se encarece y cuáles son las limitaciones del estudio.

Al final de este artículo se incluye un glosario (Tabla 1) con los términos utilizados a lo largo de la serie.

1. Introducción: la parte de la factura que paga el cable

Tu factura de electricidad cubre varios aspectos: la energía generada, su transporte a tu región, las pérdidas durante el trayecto, los cargos sectoriales y el uso de la red local del distribuidor. Esta serie se centra en una parte específica de esa factura: la infraestructura de postes, cables, transformadores y subestaciones propiedad del distribuidor.

En la jerga tarifaria, el costo de esta infraestructura se incluye en lo que se denomina la Parte B y se cobra, dentro de la parte correspondiente al uso de la red, mediante el componente TUSD (Tarifa de Uso del Sistema de Distribución), Fio B. La pregunta que organiza toda la serie es sencilla de formular pero difícil de responder: ¿cómo dividir equitativamente este costo entre consumidores y generadores?

2. Tres conceptos para empezar

2.1 Energía y potencia no son lo mismo. Imaginemos un grifo y un depósito de agua. La potencia (medida en kW) es el caudal del grifo: la cantidad de electricidad que se consume en un momento dado. La energía (medida en kWh) es el volumen acumulado en el depósito: todo lo que se ha consumido durante un periodo de tiempo. La factura de la luz depende del volumen; el tamaño de la red depende del momento de máximo caudal.

2.2 La energía se transmite a través de diferentes niveles de voltaje. La electricidad sale de las centrales eléctricas, viaja por las líneas de transmisión y llega al distribuidor en alto voltaje. Desde allí, desciende a través de niveles sucesivos: alto voltaje (grupos A2 y A3, utilizados por las grandes industrias), voltaje medio (A4) y bajo voltaje (BT), donde se ubican viviendas, tiendas y pequeños negocios. Cada nivel requiere su propio equipo, y los niveles inferiores dependen de todos los superiores.

2.3 La red eléctrica está diseñada para los momentos de mayor tráfico. Una autopista se diseña para las horas punta, no para el día promedio. Lo mismo ocurre con la red eléctrica: necesita tener capacidad para los momentos de máxima demanda, incluso si hay periodos de baja demanda durante gran parte del día. Por eso, la inversión en la red, y por lo tanto el costo compartido, se determina por la demanda máxima, y ​​no solo por el volumen total de energía consumida.

3. ¿Cómo se divide el cable hoy en día?

Dividir el costo de la red implica responder a la pregunta: ¿cuánto contribuye cada tipo de usuario a la necesidad de expandir la red? La respuesta regulatoria brasileña utiliza el CMC (Costo Marginal de Capacidad), que estima, en R$/kW, cuánto cuesta expandir la capacidad de la red para atender a cada tipo de usuario en cada hora del día. Aquellos que tienen mayor consumo durante las horas pico y utilizan más capas de la red, tienen un CMC más alto.

En la práctica, Aneel calcula estos costes en cada revisión periódica de tarifas, basándose en curvas típicas: perfiles de 24 horas obtenidos a partir de campañas de medición, que representan grupos de consumidores y secciones de red similares. El método sigue el Submódulo 7.2 de PRORET y funciona de forma estática, una vez por ciclo.

4. Lo que cambió: la calle se convirtió en vía de doble sentido.

Un prosumidor es una unidad que consume y genera energía, generalmente mediante paneles solares. Durante el día, la generación solar puede superar el consumo del hogar, y el excedente se inyecta a la red eléctrica. Por la noche, al no haber sol, la casa vuelve a depender de la red.

Cuando muchas casas en un mismo vecindario hacen esto, el excedente puede superar el consumo local y ascender a través del transformador hacia la media tensión. Es el flujo inverso: es como si una calle diseñada para un solo sentido tuviera de repente tráfico en ambos sentidos.

5. ¿Por qué el modelo actual tiene dificultades?

Los datos del distribuidor analizados por TR Soluções muestran la magnitud del fenómeno: de las 228 curvas de carga típicas, 112 representan prosumidores; de las 141 curvas de red, 15 muestran inversión de flujo, 11 de ellas en transformadores A4/BT. El modelo actual fue diseñado para flujo unidireccional, y esto genera tres efectos:

• Error matemático: cuando la generación y el consumo son iguales y el flujo neto se aproxima a cero, las fórmulas producen divisiones por cero y coeficientes negativos sin interpretación física.
• Datos descartados: se descartaron las curvas con inversión de flujo. Según la información verbal de los técnicos de Aneel, el modelo tampoco admite todas las curvas restantes.
• Resultados afectados: descartar curvas nunca es neutral, ya que cada curva contribuye al coste marginal de su clase y nivel de tensión.

  

6. ¿Por qué es importante esto para la tarifa?

Si el análisis solo considera el consumo, la inyección carece de una señal de precio independiente. Actualmente, la tarifa de referencia para los generadores (TUSDg Fio B) se deriva de la tarifa de carga, con ponderaciones fijas del 10 % para las horas punta y del 90 % para las horas valle. El estudio la describe como un reflejo de la tarifa de consumo, y no como una medida del coste real del flujo inverso.

Cuando la tarifa no refleja quién ejerce presión sobre la red, surgen problemas. subsidios cruzadosUn grupo de usuarios paga parte del coste impuesto por otro grupo. El ejemplo de la Figura 8, con cifras hipotéticas, ilustra la lógica: si dos usuarios pagan la misma cantidad pero imponen costes diferentes a la red, el grupo con menor presión subvenciona al grupo con mayor presión.

7. La idea central y el siguiente paso

En lugar de abandonar la metodología oficial, el estudio propone separar el análisis en dos entornos: Flujo Directo (la red satisface el consumo) y Flujo Inverso (la red drena el excedente de generación). Cada entorno recibe su propio Costo Marginal de Capacidad, de modo que el consumo y la inyección ya no se mezclan y cada uno puede recibir una señal de precio adecuada.

Es importante definir el alcance: el estudio cuantifica una tarifa de referencia que refleja los costos, pero no evalúa si debe aplicarse. Esto depende de la política regulatoria y el marco legal, como el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica y la Ley N° 14.300/2022.

En el próximo artículo, explicaremos paso a paso cómo funciona esta separación.

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