A quién aplica, y hasta cuánto
El reglamento de su Anexo I alcanza a los usuarios de las distribuidoras provinciales y municipales que instalan generación renovable en el domicilio del suministro, para su propio consumo y con la posibilidad de volcar excedentes. Quedan afuera los grandes usuarios y los autogeneradores del MEM: para ellos el camino es CAMMESA. El techo lo pone el propio suministro: se instala hasta la potencia contratada, y quien quiera más tramita primero la factibilidad y después un cambio de encuadramiento tarifario.
| Tarifa | Inyección máxima |
|---|---|
| Tarifas 1 y 4 | 10 kW |
| Tarifas 2 y 3 | La potencia contratada con la distribuidora |
El registro en el RUGER, que carga la propia distribuidora al final del trámite, es lo que habilita los beneficios de la Ley provincial 15.325: la provincia eximió por doce años de Ingresos Brutos la inyección de excedentes y de sellos los contratos entre usuario y distribuidora.
El trámite, en cinco pasos
- Solicitud de factibilidad técnica ante la distribuidora, con el formulario, los planos, los unifilares y los datos del responsable de la instalación, todo como declaración jurada.
- Estudio de factibilidad de la distribuidora, dentro del plazo de su contrato de concesión. Si rechaza, tiene que adjuntar los estudios que muestran el incumplimiento, y el rechazo se puede reclamar ante el OCEBA.
- Con la factibilidad aprobada, la distribuidora autoriza la conexión y se instala, sin cargo de conexión.
- La distribuidora conecta el medidor bidireccional.
- El contrato de generación rige desde que se instala el medidor, y la distribuidora carga al usuario-generador en el RUGER.
El interruptor GenDis: funciones sí, ajustes no
El interruptor GenDis es el corazón del reglamento: de apertura visible, con capacidad de interrupción suficiente para la corriente de intercambio, en el pilar de acometida aguas abajo del medidor y de libre acceso para el personal de la distribuidora, que puede operarlo para aislar al usuario si la instalación deja de cumplir. Tiene que contemplar, al menos, estas funciones:
| Función ANSI | Qué vigila | Lo que la resolución no dice |
|---|---|---|
| 50/51 | Sobrecarga y cortocircuito, de fase y de tierra | La corriente de arranque y la curva |
| 81m-M | Frecuencia mínima y máxima | Los umbrales en Hz y las demoras |
| 59 y 27 | Tensión máxima y mínima | Los umbrales y las demoras |
| 78 | La isla: la red se fue y el generador sigue alimentando | El método; la resolución la nombra 78, la función de ángulo de fase del salto de vector |
| 25 | La sincronización antes de ponerse en paralelo | La ventana de tensión, frecuencia y ángulo |
La resolución fija qué funciones, no con qué valores. Los ajustes los impone la distribuidora al aprobar la factibilidad, y el proyecto tiene que poder mostrarlos valor contra valor: un ajuste igual o más estricto que el exigido cumple, uno más permisivo no, y una función declarada sin valor no está evaluada, por más que figure en la lista.
Al revés que en el MEM
Quien viene de un parque del MEM trae el reflejo equivocado. El Anexo I del PT N°4 de CAMMESA exige que el parque aguante el hueco de tensión y siga conectado, inyectando reactiva: lo que no tiene que hacer es disparar. En distribución la prioridad es la opuesta: el usuario-generador no puede inyectar cuando la red está desenergizada o salió de servicio de golpe, y la anti-isla existe para que se desconecte rápido y no alimente una red que la distribuidora cree muerta. Es el mismo inversor, configurado para el régimen contrario; llevar los ajustes de uno al otro es el error más caro de este tipo de conexión.
El inversor: certificados, no hojas de datos
El inversor tiene que cumplir IRAM 210013-21, IEC 62109 partes 1 y 2 —seguridad de los convertidores de potencia fotovoltaicos— e IEC 62116 —el procedimiento de ensayo de prevención de isla— o la VDE 0126-1. Y además las normas de perturbaciones que cita la resolución: Res. ENRE 184/2000, IRAM 2491 y, para flicker, Res. ENRE 99/1997. Una hoja de datos que menciona IEC 62116 no es un certificado: lo que se presenta es el informe de ensayo o el certificado emitido para ese modelo, y conviene revisar que diga el modelo exacto que se compra.
Del lado de la instalación, la resolución pide maniobra y protección según IEC 60269-6 —fusibles para sistemas fotovoltaicos—, IEC 60364-4-41 y la parte 7-712 de la reglamentación de la AEA para instalaciones fotovoltaicas, puesta a tierra con esquema TT, TN-S o IT y separación galvánica, módulos con diodos de bypass según IEC 62548 e IP65, y conectores tipo MC4 polarizados.
El medidor bidireccional
Electrónico, clase 1 en energía activa y clase 2 en reactiva, con relé de corte telecomandado, módulo de comunicación, configuración multitarifa —pico, valle y resto— y registro en bloques programables de 5, 15, 30 y 60 minutos. En medición directa trifásica, 3 × 380/400 V hasta 120 A; en semidirecta e indirecta, rango de 5 a 10 A. Es otro mundo que el de la medición comercial del MEM, donde un generador de 20 MW o más mide con clase 0,2s y medidor de control: acá la precisión se elige para facturar a un usuario, no para liquidar entre agentes.
El estudio de factibilidad es de la distribuidora, pero conviene llevarlo hecho
La distribuidora tiene que considerar, como mínimo, la fuente, el punto de conexión georreferenciado, la capacidad máxima del suministro según su tarifa, la capacidad máxima a instalar sin modificar la red, la memoria técnica y, si corresponde, estudios eléctricos que incluyan la corriente de falla que la nueva generación le agrega a la red de distribución. Quien llega con esa contribución calculada, con la protección de interfaz propuesta y con un unifilar que coincide con lo que se va a construir, acorta la vuelta: la distribuidora revisa en lugar de rehacer.