Detrás de la autogeneración hay una realidad ineludible: la transición energética no depende solo de paneles en los techos, sino de marcos regulatorios capaces de equilibrar innovación, seguridad y equidad financiera. El desafío es construir ese equilibrio antes de que la revolución distribuida desborde las costuras de un sistema que fue pensado para una generación centralizada.
En millones de techos latinoamericanos ya sucede una pequeña gran revolución: viviendas, comercios e industrias producen su propia electricidad y devuelven excedentes a la red. Para los usuarios, es sinónimo de ahorro y autonomía. Para el sistema eléctrico, sin embargo, representa uno de los cambios estructurales más complejos de las últimas décadas: pasar de redes diseñadas para transportar energía en un solo sentido a sistemas donde miles de pequeños generadores inyectan electricidad de forma simultánea, intermitente y descentralizada.
La llamada Generación Distribuida (GD) —principalmente solar fotovoltaica instalada cerca de los centros de consumo— crece al ritmo de la caída de los costos tecnológicos, el aumento de la conciencia ambiental y la decisión de los usuarios de asumir un rol activo en la gestión de su energía. Su modularidad permite que una instalación pueda ir desde un pequeño sistema residencial hasta proyectos industriales o comunitarios, favoreciendo la democratización del acceso a energía limpia.
Pero este fenómeno, que promete mayor resiliencia y sostenibilidad, pone a las redes de distribución frente a desafíos técnicos, económicos y regulatorios que no siempre están siendo reconocidos con la velocidad necesaria.
Redes pasivas que deben volverse inteligentes
Históricamente, las redes eléctricas se diseñaron para transportar energía desde grandes centrales hacia los usuarios finales. La expansión de la GD rompe este esquema: ahora la electricidad también fluye desde miles de puntos dispersos hacia la red, generando una operación bidireccional que exige nuevos niveles de monitoreo, control y planificación.
Según la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), las distribuidoras ya registran alteraciones significativas en los perfiles de tensión, congestión de activos y fallas en los sistemas de protección. Entre los principales problemas técnicos se cuentan:
- Sobre-tensiones locales durante las horas de máxima generación solar.
- Inversiones de flujo en transformadores y alimentadores que no fueron diseñados para operar en reversa.
- Fluctuaciones rápidas de tensión, asociadas a la intermitencia solar.
- Sobrecargas en conductores de baja tensión.
- Incremento de armónicos por inversores de baja calidad.
- Dificultades en la coordinación de protecciones y maniobras seguras de mantenimiento.
Estos impactos, antes marginales, hoy se vuelven recurrentes y obligan a reconocer que la GD no es eléctricamente inocua: integrarla de forma segura implica inversiones en refuerzo de redes, digitalización, medición bidireccional y control en tiempo real.
A ello se suma otro problema: la proliferación de instalaciones no declaradas o fuera de norma, que introducen inyecciones no supervisadas y dificultan la planificación de la red, aumentando los riesgos técnicos y de seguridad.
El dilema económico de la distribución
Más allá del desafío tecnológico, la transformación es económica. La GD reduce la energía comprada a la red por los usuarios —particularmente los grandes consumidores— y, por tanto, disminuye los ingresos de las distribuidoras, mientras que los costos fijos de mantener y modernizar las redes permanecen intactos.
ADELAT identifica tres impactos principales:
- Reducción de la energía facturada por el efecto del autoconsumo y la compensación de excedentes.
- Aumento de costos operativos y de capital no reconocidos, asociados a refuerzos de red, sistemas de monitoreo y gestión bidireccional.
- Desequilibrio financiero entre menores ingresos y mayores obligaciones, que compromete la sostenibilidad del negocio de distribución.
En marcos tarifarios tradicionales, donde los ingresos dependen del volumen de kilovatios vendidos, este escenario genera un riesgo estructural. Sin ajustes regulatorios, los costos del sistema tienden a desplazarse hacia los usuarios que no cuentan con capacidad de autogenerar, creando distorsiones que tensionan la equidad tarifaria.
Net metering y net billing: dos modelos, distintas consecuencias
La región aplica, principalmente, dos esquemas para remunerar los excedentes de generación:
- Medición neta (net metering): La energía inyectada se valora al mismo precio que la consumida. Este sistema —vigente en países como Ecuador y Guatemala— simplifica la adopción, pero subvalora el costo real del uso de la red y los servicios de respaldo, favoreciendo la aparición de subsidios cruzados.
- Facturación neta (net billing): La energía inyectada se paga a un precio inferior al de la tarifa, reconociendo costos de transporte, respaldo y gestión. Este esquema predomina en Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Costa Rica.
ADELAT destaca que el avance hacia modelos de net billing más precisos es clave para reflejar los verdaderos costos del sistema y preservar su sostenibilidad.
¿Quién lidera la revolución distribuida?
En 2024, la GD en América Latina superó los 39 gigavatios (GW) instalados, concentrados principalmente en Brasil, con cerca del 85 % del total regional. Le siguen Chile, Colombia y Costa Rica. En Colombia, por ejemplo, la capacidad instalada alcanza 487 MW, bajo esquemas de net billing regulados por la CREG.
Los países con marcos regulatorios más claros y exigentes tienden a mostrar una mayor penetración de la GD, combinando facilidades administrativas para pequeños sistemas con evaluaciones técnicas rigurosas para proyectos de mayor escala. En contraste, donde las reglas priorizan solo la apertura sin control técnico suficiente, el crecimiento suele ser desordenado o limitado a nichos específicos.
A nivel internacional, los distribuidores dejaron de ser simples transportadores de electricidad para convertirse en gestores activos de redes. En la Unión Europea, Reino Unido, Estados Unidos y Australia, las empresas contratan servicios de flexibilidad —almacenamiento, reducción de demanda o control de inyección— como alternativa a expandir infraestructura.
Además, se implementan herramientas como:
- Planes de desarrollo de redes que incorporan escenarios de GD, vehículos eléctricos y almacenamiento.
- Mapas públicos de capacidad disponible por circuito.
- Despliegue masivo de medidores inteligentes, sensores y sistemas SCADA, ADMS y DERMS para monitoreo en tiempo real.
En paralelo, las reglas económicas evolucionan: se desacoplan los ingresos de las ventas de energía y se fortalecen los cargos por capacidad o uso de red, asegurando que las distribuidoras mantengan ingresos estables aunque disminuya el consumo facturado.
Hacia un nuevo pacto regulatorio
El estudio de ADELAT concluye que la descentralización solo será sostenible si se actualizan tres frentes clave:
1. Reforma tarifaria. Desacoplar los ingresos de las distribuidoras del volumen de energía vendida y avanzar hacia esquemas basados en capacidad y disponibilidad de red. Consolidar el net billing para evitar distorsiones e inequidades.
2. Fortalecimiento técnico. Exigir estándares mínimos de equipos, estudios de conexión según escala, monitoreo remoto y dotar a las distribuidoras de facultades claras para aprobar, condicionar o rechazar proyectos que comprometan la seguridad de la red.
3. Gobernanza institucional. Clarificar roles entre reguladores, distribuidores, operadores del sistema y nuevos actores como agregadores. Incorporar planificación coordinada de la capacidad de acogida de las redes para orientar el crecimiento de la GD bajo criterios técnicos y de sostenibilidad
La generación distribuida constituye una herramienta para avanzar hacia sistemas energéticos más limpios, resilientes y participativos. Sin embargo, su éxito exige una premisa fundamental: democratizar la energía sin fragilizar la red que la sostiene.