Un estudio académico desarrollado a partir de datos horarios de ocho viviendas con sistemas fotovoltaicos en Ecuador determina que la estructura de tarifas residenciales con bloques crecientes es el factor decisivo en la viabilidad económica del autoconsumo, incluso por encima del net metering, al incrementar el ahorro marginal por kWh autogenerado y mejorar de forma significativa indicadores como la Tasa Interna de Retorno (TIR) y el período de recuperación de la inversión.
El estudio, desarrollado conjuntamente entre los investigadores Ángel Ordóñez, de la Universidad Nacional de Loja (Ecuador), y Esteban Sánchez, de la Universidad de Salamanca (España) a partir de una línea de investigación iniciada durante un doctorado en Física Aplicada y Tecnología en la última universidad mencionada, analiza cómo interactúan dos instrumentos regulatorios ampliamente extendidos en América Latina: las tarifas residenciales con bloques crecientes (Increasing Block Tariffs, IBT) y los mecanismos de net metering.
El trabajo, titulado “Photovoltaic self-consumption in developing countries: Assessing the impact of block tariffs and net metering in Ecuador” (Autoconsumo fotovoltaico en países en desarrollo: evaluación del impacto de las tarifas por bloques y la medición neta en Ecuador), publicado en Energy for Sustainable Development, se centra en el país sudamericano porque, según Ordóñez en una comunicación a pv magazine “constituye un caso de estudio especialmente interesante”. “Se trata de un sistema eléctrico predominantemente hidroeléctrico, con tarifas reguladas, subsidios cruzados y una estructura de bloques crecientes altamente convexa”, agrega el investigador.
“Sin embargo -agrega-, pese a contar con regulación de microgeneración desde 2018, la penetración del autoconsumo fotovoltaico residencial ha sido relativamente baja en términos agregados. Esa aparente contradicción fue el punto de partida del trabajo”.
El trabajo combina monitoreo horario y subhorario de consumo eléctrico en ocho viviendas con sistemas solares operativos, modelado de generación bajo condiciones reales de irradiación y simulaciones tarifarias que replican la estructura IBT vigente.
La evaluación financiera se realizó mediante indicadores estándar: Valor Actual Neto (NPV), Tasa Interna de Retorno (IRR) y período de recuperación de la inversión (TROI).
Para ahondar en la investigación, se construyeron cuatro escenarios contrafactuales:
- IBT con net metering.
- IBT sin net metering.
- Tarifa volumétrica uniforme con net metering.
- Tarifa volumétrica uniforme sin net metering.
“Este diseño permitió identificar el peso relativo del mecanismo de compensación frente al efecto puro de la estructura tarifaria”, afirmó Ordóñez.
Entre los principales resultados está el hallazgo central que indica que, en el caso ecuatoriano, “la estructura de bloques crecientes es el determinante dominante de la rentabilidad del autoconsumo”.
Así, continúa el investigador “la fuerte progresividad del precio marginal en los bloques superiores genera una señal económica muy potente: el autoconsumo no solo reduce energía comprada a la red, sino que desplaza consumo facturado desde tramos de alto precio unitario hacia bloques inferiores”.
Bajo estructura IBT, la viabilidad económica se mantiene en la mayoría de los casos incluso sin net metering. En contraste, con una tarifa plana volumétrica, la compensación de excedentes resulta determinante para sostener indicadores financieros atractivos.
El estudio concluye que el debate regulatorio no debería centrarse exclusivamente en la existencia del net metering, sino incorporar el análisis integral del diseño tarifario.
Según el investigador, el trabajo tiene relevancia para la región, pues resulta extrapolable a otros países latinoamericanos que operan con tarifas residenciales reguladas, bloques crecientes con fines redistributivos y marcos incipientes de generación distribuida.
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