La regulación del sector de energía eléctrica en Costa Rica es todo un collage de normas de rango legal, reglamentario y técnico de lo más variopinto. ¿A qué lo atribuyo? A la idiosincrasia casi de veneración del monopolio que nace con el Decreto Ley 449 de 1949 que le asigna al Instituto Costarricense de Electricidad la explotación de la fuerza hidráulica de las aguas costarricenses para la generación de energía.

La Ley de Creación del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) le encomendó al Instituto “(…) el desarrollo racional de las fuentes productoras de energía física que la Nación posee, en especial los recursos hidráulicos.” Esto  fue un tema muy discutido particularmente durante la aprobación del Tratado de Libre Comercio con Estados Unidos, Centroamérica y República Dominicana, sobre el alcance de este monopolio.

Ciertos grupos, como los sindicatos del ICE y otros grupos de izquierda, defendían la tesis que el monopolio del ICE es incluso de rango constitucional. Tesis que no es correcta en vista que cualquiera que tenga una concesión puede operar un servicio público como lo es la generación de energía.

El monopolio constitucional es del Estado, no del ICE.  Durante más de 7 décadas el ICE ha sido pieza clave en el desarrollo del país logrando una electrificación de más del 98% del país destacándose la utilización de un fuentes renovables.

Para toda una generación, ha sido normal y natural que el ICE sea el único que preste el servicio. De ahí que lo que el legislador y las autoridades administrativas se dedicaron a emitir regulación tendiente a mantener el monopolio reduciendo la participación privada y no introducir normativa que revolucionara el sistema.

Nuestra regulación es un traje viejo lleno de parches.  El más reciente es el decreto que regula la generación distribuida que tiene, como todo, una serie de aciertos y desaciertos, y que, a pesar de él, el sector se ha venido desarrollando particularmente la instalación de sistemas fotovoltaicos.

En otras entregas me he referido a lo conflictivo del tema (https://www.energiaestrategica.com/competencia-entre-distribuidoras-de-energia-y-la-industria-de-generacion-distribuida-en-costa-rica/); las distribuidoras no gustan que los usuarios opten por sistemas fotovoltaicos para reducir su factura eléctrica, y menos si son industrias de alto consumo.

De ahí que el principal, casi que el único argumento para oponerse a la generación distribuida, es que a medida que más usuarios opten por un sistema para autoconsumo a los que van quedando les aumentará la tarifa para cubrir esa “huída” de usuarios.

De hecho he escuchado que la generación distribuida es solo para ricos e incluso uno de los gerentes de una de esas empresas indicó que hasta era ilegal la inyección de energía al sistema, sin considerar que esta discusión se superó hace más de quince años al interpretarse que la generación de energía para autoconsumo no requiere de concesión.

Hoy tenemos rige el decreto ejecutivo Nº 39220-MINAE que ha sido la primer experiencia en regular la materia.  No es mi intención analizarlo profusamente, pero si en concentrarme en algunos elementos que obstaculizan el avance del sector y cómo qué cambio viene con el proyecto de decreto que, desde ya, sin estar en vigencia, ha sido víctima de críticas por parte de las distribuidoras, lamentablemente, a mi juicio, sin argumentos de mucho peso.

El primer tema importante es cómo concibe la norma la generación distribuida. El artículo 5 la define como: “(…) la alternativa para que los abonados generen electricidad mediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades, funcionando en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto de depósito y devolución de energía.”

El problema es que el reglamento define el autoconsumo de la siguiente manera: aprovechamiento de la energía generada por parte del productor-consumidor para abastecer de forma exclusiva su propia demanda, en el mismo sitio donde la produce.”

Sin que hasta la fecha exista un criterio técnico que lo justifique, no califica como generación distribuida para autoconsumo aquella que se genere en un sitio y se consuma en otro. Es decir, aquí genera y aquí consume.  La duda es aún más grande porque la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, ya fijó una metodología para la distribución de energía a través de las redes de las distribuidoras pero expresamente indica que no aplica a los sistemas de generación distribuida.

¿Qué problema hay con permitir que una empresa genere su energía para autoconsumo, la transporte por la red de distribución pagando un precio, y la reciba donde la requiere?

O sea, la filosofía y objetivo es contener lo más posible la generación distribuida al punto de generación.  Recuerdo cuando el propio ministro del ramo, en un programa matutino de entrevistas reconoció que había que proteger los ingresos de la distribuidora estatal.

El nuevo reglamento introduce un extraordinario cambio (y considerando lo ultraconservador que es la rectoría del sector en esta materia utilizo esta palabra) al aceptar que el autoconsumo puede ser en otro punto que no sea el punto de generación. Cambia la definición de así: “(…) es el aprovechamiento de la energía generada por parte del productor-consumidor para abastecer únicamente su propia demanda.”

La generación distribuida cambia su definición así:

“(…) conocido también como generación descentralizada, generación in situ, generación dispersa, almacenamiento o energía distribuida; es la generación eléctrica por medio de fuentes de energía en el sitio de autoconsumo (consumo en la propia instalación) o la red de distribución a la que se conecta, lo que asegura una reducción de pérdidas en la red al reducir los flujos de energía, considerando la máxima eficiencia energética.

También introduce el concepto de autoconsumo virtual:

“Autoconsumo virtual: modalidad de la Generación distribuida para autoconsumo en donde los GDAMNS se desligan el punto de consumo del punto de generación. En esta modalidad el productor consumidor de un sistema que produce excedentes registrados en un medidor (Punto de Generación) los cuales se le reconocen en otro medidor (Punto de consumo) mediante una tarifa de medición virtual. Ambos medidores (Punto de Generación y Punto de Consumo) serán de la misma persona física o jurídica, pudiendo no ser los medidores de la misma empresa eléctrica.”

Si el texto se mantiene (y ya verán por qué lo pongo en modo de duda) un gran consumidor en el la capital San José, si tiene un propiedad en la provincia de Guanacaste en donde la intensidad solar es alta, podrá generar allá y transportar su energía hasta el Valle Central, pagando eso sí, el costo por el transporte en las líneas de distribución.

Detalle: me temo que las distribuidoras, en los contratos de interconexión, se verían tentadas a exigir documento tras documento que demuestre que el sitio donde está el sistema fotovoltaico es del usuario.

Mi temor se funda en dos hechos: a) las distribuidoras como dije no están nada contentas con el cambio que podría venir y b) el reglamento tiene vacíos importantes. Por ejemplo, en la definición de autoconsumo virtual se establece que los medidores serán de una misma persona física o jurídica.

Considerando las interpretaciones abundantes, e incluso fantásticas, que hasta ahora hacen las distribuidoras y algunos de sus funcionarios, particularmente las estatales, nada impide que en el contrato de interconexión exijan que las propiedades donde esté uno de los medidores también le pertenezca al dueño del sistema de GD concluyendo que la instalación de sistemas de GD para el consumo virtual no pueden estar en propiedades alquiladas que no le pertenecen al dueño del sistema.

Otro aspecto importante es el siguiente límite que hoy impide el crecimiento de la GD en Costa Rica:

“Artículo 44.-Capacidad máxima de sistemas conectados a un circuito. La capacidad máxima de todos los sistemas de generación conectados en un mismo circuito, incluyendo el sistema propuesto, no deberá exceder el quince por ciento (15%) de la demanda máxima anual del circuito. Se considera demanda máxima, como aquella medida a la salida de la subestación a la cual está conectado el circuito bajo condiciones de operación normal del mismo, no se considera la potencia asociada a los circuitos de respaldo.”

Este 15% es un mantra que se recita como límite. Un circuito solo puede estar ocupado en un 15% por sistemas de GD, más allá de eso no se pueden instalar más. Curiosamente nadie sabe cuál es el criterio técnico o quien definió técnicamente ese límite.  Es un requisito que se aplica a rajatabla sin siquiera analizar si un circuito en particular puede aguantar un porcentaje más alto.

Este tema lo deja sin resolver la propuesta de reforma sin embargo introduce una medida de mitigación.  Es entendible que las partes interesadas en la reforma se hayan topado con pared y este fue el mejor acuerdo posible:

  1. Se introduce el concepto de técnico complementario. Es el estudio técnico adicional desarrollado por la empresa eléctrica a solicitud del interesado cuando los sistemas de generación interconectados al circuito exceden el 15% de la capacidad máxima anual del circuito.
  2. Dentro de las funciones de la empresa eléctrica (art. 10 inciso j) está la de realizar este estudio complementario para la interconexión “(…) cuando la suma de las potencias nominales de los sistemas de generación conectados a un mismo circuito de distribución (considerando el aporte de los generadores propios de las empresas eléctricas), incluyendo el sistema propuesto, exceda el quince por ciento (15%) de la capacidad máxima del circuito bajo condiciones de operación normal (no considera la potencia asociada a respaldos). Esta suma debe incluir tanto el aporte de los generadores propios de las empresas eléctricas como la potencia nominal de sistema propuesto. Ante esta situación, el interesado podrá solicitar a la empresa eléctrica la elaboración un estudio complementario, el cual no podrá exceder los sesenta días hábiles y debe contemplar como mínimo:

1) La evaluación de posibles incrementos de tensión, fluctuaciones de tensión, flujos de corriente, potencia reactiva, corrientes de falla, parpadeo, distorsión armónica y topología de la red, producto del nuevo sistema por instalar;

2) El cumplimiento de los requisitos definidos por el OS.

3) El estudio complementario tendrá un costo previamente fijado y oficializado por la empresa eléctrica.

4) Con base en los resultados de este estudio, la empresa eléctrica podrá aceptar o rechazar la solicitud de conexión.”

Como dice el dicho hecha la ley, hecha la trampa.  Aún no sabemos de dónde sale el 15% de tope del circuito. La distribuidora es juez y parte a la hora de hacer el estudio. Si la queja de estas empresas es que su facturación está bajando, ¿qué incentivo tienen para realizar un estudio objetivo que demuestre que un circuito determinado no puede recibir más carga? Sumémosle el hecho que recientemente las distribuidoras frontalmente se oponen al nuevo reglamento (https://www.energiaestrategica.com/distribuidoras-y-cooperativas-se-resisten-en-costa-rica-al-nuevo-reglamento-de-generacion-distribuida/).

Otra dudas importantes: ¿quién revisa el estudio? ¿EL MINAE, la empresa encargada de la instalación, el usuario? ¿Qué costo va a tener el estudio? Por ejemplo, a la fecha, a menos que lo hayan revelado recientemente, los costos que integran el precio de los estudios que hace la Compañía Nacional de Fuerza y Luz no se conocen. Básicamente el usuario está ante un escenario de tómelo o déjelo.

Notemos como el inciso 4 dice que con base en ese estudio, que hace la propia distribuidora, podrá rechazar o no la solicitud de conexión (¿ya mencioné que es juez y parte?) Finalmente, el estudio debe hacerse en 60 días, pero no hay una consecuencia de si dicho plazo se incumple.

Un punto a favor es que en 3 meses luego de la entrada en vigencia de la norma las empresas eléctricas deben de “(…) Definir y oficializar los costos de los servicios no regulados, que el abonado o el productor-consumidor debe cancelar para realizar los estudios básicos y complementarios, inspección y reinspección de los GDAMNS[1], costos para la readecuación del circuito. Es obligación de la empresa eléctrica, establecer los costos acordes con los valores de mercado y estipulados por el CFIA.”  Por fin se pone un parámetro más objetivo, sin embargo, ¿cómo hace el usuario para cuestionar ese costo? ¿Cuál sería el papel del MINAE? El MINAE no puede ser un espectador y lamento opinar que las funciones asignadas por el artículo 8 a la Dirección de Energía carecen de la fuerza necesaria para impulsar cambios necesarios en un sistema trabado.

Con todo, por fin tenemos un mecanismo que introduce mayor transparencia a una barrera que aumentaba irrazonablemente los costos para la instalación de sistemas de GD.  Casi llegábamos a niveles de capricho.

El otro tema que quería tocar es el de los requisitos para la interconexión. La norma vigente dice en el artículo 12 que es responsabilidad de la empresa distribuidora el  “(…) Establecer las metodologías, procedimientos, requisitos, plazos, condiciones técnicas y cualquier otro requerimiento necesario para la implementación de la actividad de generación

[1] Generación distribuida para autoconsumo modelo contratación medición neta sencilla

distribuida para autoconsumo, de acuerdo a la especificidad de cada empresa distribuidora.”

Correlativamente, el productor-consumidor tiene la obligación de cumplir con (…) los procedimientos, requisitos, condiciones técnicas y cualquier otro requerimiento establecido por la empresa distribuidora.” (Art. 19 inciso g)  ¿Qué sucede hoy? Cada distribuidora fija sus propios requisitos y, en no pocas ocasiones, particularmente en las empresas estatales, habrá tantos requisitos como agencias de la empresa en las diferentes provincias del país.

Es de celebrar que el Ministerio del Ambiente y Energía, decida que sea un tercero quien defina estos requisitos: el Operador del Sistema Eléctrico Nacional. Entre sus funciones está la de definir los requisitos técnicos requeridos para la integración de los sistemas de GD en el Sistema Eléctrico Nacional con miras a mantener la seguridad, la calidad y el desempeño según la normativa nacional y regional.

Por su parte, las empresas de energía estarán en la obligación de acatar “(…) los requisitos de control y comunicación aplicables a los GDAMNS, que garanticen la respuesta segura de los mismos ante las diferentes condiciones operativas del SEN, de acuerdo con lo que establezca el OS.”

Un paso que celebro, sin embargo, ¿qué le impide a la distribuidora incluir requisitos adicionales en los contratos de interconexión so pretexto de proteger su red alegando que debe de cumplir determinadas normas técnicas de la ARESEP?

Por ejemplo, supe de casos en donde el funcionario de una distribuidora obligaba a los usuarios a tener el segundo medidor al lado del primero cuando la norma técnica no dice eso, o bien, una empresa me consultó sobre si era legal que una empresa de energía le exigiera tener que colocar los medidores que ella vendía o alquilaba y no iba a permitir otros aunque estuviesen debidamente homologados por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. En materia de regulación los cabos sueltos son peligrosos.

No se aprecia una limitación clara para la discrecionalidad de las empresas de energía o una consecuencia como la nulidad de requisitos no aprobados por el OS. El tema se complica porque el usuario, a la fecha, no puede acudir al MINAE en defensa de sus derechos si no tiene firmado un contrato de interconexión ni tampoco puede ir a la ARESEP porque esta autoridad solo tiene competencia en materia de servicios públicos y el autoconsumo no lo es.  Estos lazos sin fin y vacíos son consecuencia de seguirle poniendo al traje viejo parches nuevos a medida que el que lo usa debe de asistir a nuevas galas.

Quien ha impulsado este cambio urgente y necesario ha sido la Cámara de Generación Distribuida de reciente creación.  He de felicitar a sus miembros porque no es una tarea fácil el tener que lidiar con instituciones que privilegian el sistema imperante y prefieren dejar que el sistema no cambie.  No es fácil enfrentar tampoco la presión e influencia de las empresas distribuidoras.

Por ello, más que críticas al texto, son llamados de atención para  que los impulsores de este cambio tomen en cuenta para que no haya sorpresas si entra en vigencia este texto.

¿Por qué digo si entra en vigencia? Porque es discrecional para el MINAE publicar o no ese texto el cual, hasta antes de su publicación puede sufrir cambios.  La Cámara no debe de desfallecer ni bajar los brazos considerando que las sugerencias no son vinculantes y que no está claro si la institución debe de hacer una segunda publicación para que la población se informe de los cambios al texto original.

El tiempo dirá.