Generalidades del sector eléctrico costarricense

El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) es el órgano del Poder Ejecutivo que ejerce la rectoría y dirección política del sector energía (PGR Dictamen 165-2015, 2015) ; para lograr tal cometido este elabora el Plan Nacional de Energía (PNE) que orienta las acciones de los agentes que inciden en el sector, e igualmente le corresponde además la planificación de las distintas fuentes energéticas, en particular de las fuentes renovables, su posición en la estructura energética del país y la contribución de generadores distribuidos en la producción con fuentes renovables (PGR Dictamen 165-2015, 2015).

Por otro lado corresponde a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) la regulación de todo servicio público ; y por consiguiente tiene competencia expresa en materia tarifaria dicha labor.

Adicionalmente, le corresponde a la ARESEP el otorgamiento de las concesiones de servicio público, recibir e investigar quejas de los usuarios de los servicios públicos, imponer sanciones pecuniarias por mantenimiento inadecuado de los equipos o el cobro de tarifas y prestación del servicio no autorizados.

En cuanto al sistema eléctrico de Costa Rica, el mismo es operado por el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que se dedica a la administración y planificación a corto plazo; es decir le corresponde es el encargado de hacer las asignaciones de cuotas de generación, la optimización de fuentes, y dese luego que colabora en la fiscalización de un suministro confiable, seguro, y de calidad.

Por último, medular resulta señalar que el entramado normativo ha venido aumentando con el pasar del tiempo y hoy el marco normativo del sector eléctrico costarricense se ve impactado por una serie de normas de diversa potencia y jerarquía.

Composición del mercado

Ciertamente el Mercado eléctrico costarricense es pequeño en comparación con otros países, y en tal sentido son pocas los actores que intervienen en las distintas fases (Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización) veamos:

Generación: En esta fase participan en el mercado el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), las Cooperativas de Electrificación Rural, y las distintas empresas de generación privada .

Valga la pena señalar que, en el año 2018 de los 11.355.45 GWh de electricidad producidos en el 2018 el 60,92% estuvo en manos del ICE (ver cuadro#1: Producción Bruta 2018 por Empresa y cuadro #2 Capacidad Instalada 2018).

Transmisión: En el modelo regulatorio actual, la transmisión de electricidad funciona bajo un modelo de monopolio natural dada la presencia de economías de escala. Por tanto, le corresponde al ICE planificar, construir, operar, mantener la red de transmisión del país .

Esta red se extiende desde la frontera con Nicaragua hasta la frontera con Panamá́ y está totalmente interconectada, incluyendo las líneas de conexión con ambos países, que alimentan el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) para el Mercado Regional (MER).

Distribución y Comercialización: En esta etapa participan el ICE, la CNFL, JASEC, ESPH y las Cooperativas de Electrificación Rural. La posición dominante del Grupo ICE se manifiesta en indicadores como la participación dentro del total de clientes, las ventas y el territorio servido.

Composición de la matriz

La eficiencia energética mejora la competitividad del sistema productivo de un país, evita el desperdicio y, por ende, disminuye las inversiones e impactos sociales y ambientales del desarrollo energético.

En el caso costarricense, durante los últimos cuatro años el 98,6% (Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), 2018, pág. 4) de la producción se ha generado a partir de cinco fuentes renovables a saber: agua, geotermia, viento, biomasa y sol; esto denota la existencia de una matriz de generación limpia (Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), 2015, pág. 10) que procura una explotación responsable de los recursos naturales del país, incluso en el 2018 Costa Rica acumulo 300 días de producción a base de fuentes renovables.

Adicionalmente, del año 2014 al 2018, al Sistema Eléctrico Nacional se le adicionaron 14 plantas: 7 eólicas, 6 hidroeléctricas y 1 solar, y se acumularon 1.197 días de producción 100% renovable; y según ha transcendido en la prensa nacional para el primer trimestre de 2019, el ICE incorporará la Planta Geotérmica Las Pailas II de 55 MWh de capacidad instalada y la Empresa de Servicios Públicos de Heredia incorporará a inicios del segundo semestre la Planta Hidroeléctrica Los Negros II con una capacidad instalada de 27 MWh.

A pesar de lo «verde» de nuestra matriz, si se analiza el tipo de fuente nuestro país centra su principal fuente en la generación hidroeléctrica (ver cuadro#2: Producción Bruta 2018 por Fuente); lo cual, si se compara con energía producida con fuentes alternativas como el viento, luz solar y desechos orgánicos.

Todo lo anterior, pone de manifiesto el reto país en promover con mucha más intensidad la producción de energía con fuentes alternativas menos contaminantes «y de menor costo» como se está́ haciendo en muchas partes del mundo, lo cual traería consigo una notoria mejora en la diversificación de la matriz.

Generación Distribuida para Auto-consumo

La generación distribuida (en adelante GD) es un tipo de generación de energía eléctrica, en la cual el consumidor o usuario genera su propia energía conectado a la red de distribución.

El término incluso ha sido desarrollado en otras legislaciones internacionales; por ejemplo, la Directiva No. 2009/72, el Parlamento Europeo y el Consejo Europeo define generación distribuida como las instalaciones de generación conectadas a la red de distribución.

En nuestro Ordenamiento Jurídico, la Procuraduría General de la República, ha definido el término generación distribuida de la siguiente forma:.

“El término generación distribuida, conocido también como generación descentralizada, generación in situ, generación dispersa o energía distribuida, en razón de la cercanía entre fuente de producción y de consumo, hace referencia a una generación de energía eléctrica por medio de pequeñas fuentes de energía en lugares próximos al consumo (consumo en la propia instalación) o a la red de distribución a la que se conecta.” (PGR Dictamen 165-2015, 2015)

Por su parte, el artículo 1 del Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica define la generación distribuida para autoconsumo 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.” (RCSPSEP – 30065 – MINAE, 1996)

Valga la pena aclarar que, esta es la misma definición que da el Reglamento generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables modelo de contratación medición neta sencilla. Por su parte, la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (POASEN) en su artículo 3 define la generación a pequeña escala para autoconsumo como:

“(…) generación de energía eléctrica en instalaciones con potencias menores o iguales a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables, y en el sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas propias del abonado-usuario interactuando con la red de distribución, con la opción de comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o intercambiar excedentes de producción con la empresa distribuidora, de hasta un 49% de la energía mensual producida, en cualquiera de los dos casos, con la red de distribución eléctrica. (Norma POASEN, 2014)

Así pues, de las conceptualizaciones supra no cabe duda que la generación distribuida supone la generación de energía eléctrica a pequeña escala, en donde «por razones comprensibles» uno de los usos habituales de la generación distribuida consiste en utilizar la energía eléctrica obtenida para autoconsumo (en adelante GDA); es decir, que el productor-consumidor aproveche la energía generada por este, dentro de sus propias instalaciones eléctricas “para abastecer de forma exclusiva su propia demanda, en el sitio donde la produce”. (RGDA – 39220- MINAE, 2015)

Lo anterior no debe pasar inadvertido, en tanto lo primero que resulta medular es comprender que el modelo de Generación Distribuida pasa por superar la conceptualización clásica de servicio público «en función de la publicatio y la titularidad pública».

Lo correcto pues, es catalogar el modelo de GD como una actividad económica de interés general, esto permitiría una intervención menos intensa por parte del Estado sobre la actividad a manos de los productores-consumidores, que llevaría incluso a que se pueda prestar en régimen de competencia entre los distintos agentes de mercado, desde luego, salvaguardando aquellas actividades que se reconocen como monopolio natural «transmisión por ejemplo»-.

Desde luego, que tal postura en nuestro país suscita posiciones que de entrada resultan complejas, por cuanto hemos estado a atados a un modelo regulatorio en donde la integración vertical de muchas empresas es la regla.

Desde la regulación económica diversos juristas han planteado sesudas posturas; al respecto Hernández-Mendible & Orjuela Córdoba (2016) plantean:

“La propuesta es de liberalización a través de la nueva regulación -no desregulación, donde se extingue la publicatio dando paso a la despublicatio y donde la privatización de la empresa estatal no es imprescindible pues se puede mantener la propiedad accionarial, aunque sometida al nuevo ordenamiento jurídico o puede evolucionar a alguna modalidad de asociación, participación o colaboración público privada (APP, PPP o CPP)” (pág. 181)

Modelo Regulatorio de la GDA

En nuestro país «al igual que ha sucedido en otros países» la promoción de un modelo de generación distribuida para autoconsumo es una cuestión de política pública (Ministerio de Ambiente y Energía, 2015, pág. 4) .

Y acá es donde está el quid de la cuestión ¿por qué? Porque al final sucede que no siempre las condiciones regulatorias terminan siendo coherentes con los objetivos del diseño de la política pública (Echevarria & Monge, 2017, págs. 21-22) tema que es recurrente en el Derecho Administrativo y la Regulación Económica cuando se analizan las consecuencias nefastas que traen para el usuario y los agentes económicos del mercado tales propuestas, las cuales lejos de acertar en la forma de intervención pública, podrían llevarnos a los ya conocidos «fallos de la regulación», al respecto el profesor Laguna de Paz (2016) advierte:

“la intervención pública no siempre consigue los efectos deseados, en el tanto supone la elección entre objetivos, con frecuencia, contradictorios: la primacía de unos va en detrimento de otros”. (pág. 38)

Valga la pena, recordar que no siempre los Reguladores tienen información veraz y con frecuencia tanto las asimetrías de información generan incógnitas y lagunas mismas que, con recurrencia se traducen en un claro riesgo regulatorio; sobre el particular el profesor Ariño Ortíz (2017) indica:

“La regulación incorpora en muchas ocasiones ambigüedad, calculada o no. Así, con frecuencia se establece que el nivel de competencia para que se activen o desactiven determinadas facultades del regulador en el mercado de que se trate (eléctrico, gasista, de combustible, de transportes y otros) ha de ser “suficiente”.

Sin embargo ¿Cuándo es suficiente? ¿Cómo estimamos el mercado relevante a efectos de suficiencia? Si hacemos comparaciones –hoy, que el benchmarking está tan de moda-, ¿con qué países hemos de hacerlas? Otro tanto cabe decir de conceptos frecuentemente utilizados en la regulación como “facilidades esenciales”, “precios asequibles”, etcétera. ¿Quién aprecia o cómo se declara el carácter esencial de una instalación? ¿Cuál es el nivel de asequibilidad de un precio? (Ariño, pág. 47)

En nuestro país, la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional (POASEN) define las dos modalidades de régimen contractual para la GD, a saber, la Medición Neta Sencilla (en adelante MNS), y la Medición Neta Completa (en adelante MNC)

A partir del pronunciamiento de la Procuraduría General de la República «ya referido» en el cual se determina que en el caso de la Modalidad Neta Sencilla no es servicio público, contrario de la suerte que corrió el neteo completo el cual, sí se consideró como tal; Costa Rica opta por regular la GDA en dicha modalidad, para lo cual el Ministerio de Ambiente y Energía publica el Reglamento 3922-MINAE: Reglamento Generación Distribuida para autoconsumo con fuentes renovables modelo de contratación medición neta sencilla.

Desde luego, que el modelo de regulación por el que se optó no es casualidad, y buscó equilibrar de mejor manera los intereses contrapuestos entre los distintos actores:

i) Empresas Distribuidoras: están veían en la GD una vía disruptiva que amenaza la forma tradicional en que han venido desarrollando el negocio de la energía, máxime si se considera que muchas de las plantas actualmente en operación tienen un apalancamiento bancario basado en un retorno de inversión que está íntimamente ligado a la venta de energía (Echevarria & Monge, 2017)

ii) Consumidores y Empresas Proveedoras en el Sector: Desde la óptica de los consumidores y de las empresas que intentan incursionar en el mercado ofreciendo soluciones fotovoltaicas para GDA, el modelo adoptado impone condiciones regulatorias que desincentivan la diversificación de la matriz energética «lo cual resulta llamativo, si se compara con los ejes que el Gobierno de la República definió en el Plan Nacional de Energía 2015-2030».

Así, el país optó por una regulación que asegurara ciertas condiciones en específico:

i) propiciar que el modelo que prevalezca sea la generación para autoconsumo y no tanto la venta de excedentes a las empresas distribuidoras

ii) asegurar el buen funcionamiento de la red imponiendo condiciones de acceso a éste a fin de evitar sobrecargas en las líneas que comprometan el suministro .
En la actualidad, el modelo regulatorio fundamentalmente impone al productor-consumidor la obligación de tener que reconocer el servicio que le brinda la empresa distribuidora del servicio eléctrico a través de una compensación de energía y de respaldo.

Para tal fin, el Reglamento del Ministerio de Ambiente y Energía, establece una tarifa de acceso , la cual es regulada por ARESEP mediante la resolución RJD-030-2016, con la cual se cobra un monto por cada kWh de energía eléctrica que ingrese al inmueble del productor-consumidor, en la forma de consumo diferido.

En caso de que el consumo diferido no sea el suficiente para sus necesidades de energía, el productor-consumidor puede complementar la satisfacción de sus necesidades, por medio del consumo de energía eléctrica proveniente de la empresa distribuidora, tasado con base en el pliego tarifario vigente; es decir, lo anterior tiene una vinculación directa con la dinámica que se produce entre el almacenamiento y retiro de energía «regla 49/51» en función de lo que determina el artículo 34 del reglamento supra.

En tal sentido cabe recalcar que, al basarse en el sistema de medición neta sencilla, el cliente no puede vender el excedente.

El artículo 41 del reglamento supra reza: “No será sujeto a ninguna retribución económica, ni de intercambio, cualquier exceso de energía depositada superior a lo establecido en el artículo 34 de este Reglamento”.

Lo cierto es, que del 2015 «fecha en que entra en vigencia el reglamento del MINAE supra» a la fecha en nuestro país la penetración de la GDA es escasa; y, si bien va en aumento, la misma es incipiente y pareciera que el modelo regulatorio adoptado no está favoreciendo una mayor dinamización.

Consideración para Generación Distribuida

Si se toma en consideración los datos estadísticos supra de la Dirección de Energía del MINAE y el hecho de que los costos de los sistemas fotovoltaicos están experimentando una tendencia «hacia la baja» resulta oportuno preguntarse qué es lo que provoca una penetración poco invasiva.

Precisamente, el hecho de que en nuestro país la regulación de la GDA esté fundada sobre la Ley 7200 supone de por sí un problema, en tanto utiliza «como base» una norma prevista para un modelo distinto, al respecto:

“Las actividades reguladas por la mencionada ley se alejan enormemente de las características y condiciones de la GDA de hogares y negocios, no solo por el hecho de que, en este último caso, las escalas de producción son muy inferiores a las planteadas en el marco de la mencionada ley, sino porque los contratos de compraventa de energía típicos de la GDA no tienen relación alguna con los de largo plazo previstos en la ley” (Echevarria & Monge, 2017, pág. 52)

Efectivamente, desde la óptica de la Regulación Económica la regulación actual exhibe condiciones que ciertamente suscitan un debate de cara a propiciar una mejora regulatoria, al respecto podemos enumerarlas:

a) Tanto en la MNS como en la MNC la regulación actual impide la compensación y/o venta entre terceros. Lo único jurídicamente posible es que el excedente sea intercambiado con la empresa distribuidora. Lo anterior reduce el libre mercado y obliga al abonado a limitarse a un solo comprador.

b) En el caso de la MNC al vincularse a la Ley 7200 «conforme lo señaló la PGR en su dictamen supra del 2015» pasa a formar parte de la generación privada. Ello provoca que si se toma en consideración la limitación que establece la Ley 7200 en cuanto al tope máximo de producción 30 % del total de generación eléctrica total del país- es posible que en una dinamización mayor de la MNC se pueda llegar a dicho límite máximo, lo cual provocaría que los productores-consumidores no participen en la venta de excedentes.

c) Existe una omisión importante desde el punto de política pública de haber incorporado y promovido más incentivos que estimulen la implementación de sistemas fotovoltaicos en hogares, PyMES, MiPyMES e incluso la Industria. Son pocos los incentivos fiscales lo cual indeciblemente merece un rediseño, máxime que los plazos de retorno de inversión tienen a ser amplios. Un estudio elaborado en el 2015 por la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica para el MINAE analiza la inserción de la GD en la red de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz -siendo el único estudio técnico en su tipo a la fecha- señalando que:

“los usuarios residenciales en el área de concesión de CNFL no recuperan la inversión en menos de diez años si la tasa de retorno es 8 %. En el caso de consumos menores a 200 kWh, el tiempo de recuperación de la inversión ronda los 30 años, al menos 5 años por encima de la vida útil de los sistemas fotovoltaicos. Para consumos residenciales muy altos (superior a los 800 kWh) se observan tiempos de recuperación de 12 a 15 años aproximadamente y la TIR llega a un valor máximo del 17,5 % para estos casos” (Valverde, 2015, pág. 9)

Conclusiones

No cabe duda de que del impacto de las nuevas tecnologías no se libra ningún sector; y, el eléctrico no es ni por asomo excepción.

Ello supone la indefectible obligación de repensar los modelos de negocios «con mayor acento en la fase de distribución»; el reto recae no sólo sobre las empresas distribuidoras sino también sobre reguladores y rectores de la política pública; quienes tendrán que rediseñar el modelo regulatorio «fijación de precios, planeación de inversiones, modelos de apalancamiento, diseño de nuevos servicios y cambios en la operación de la red» por ende, ello exige tener como derrotero lo siguiente:

i) Dotar de una regulación propia e independiente para la generación distribuida ajena de la regulación prevista en la Ley 7200.

ii) Propiciar una regulación de mínima intervención mucho más dinámica y más intrínseca a los productores- consumidores y demás agentes económicos de mercado; la cual, debería apostar a eliminar y/o corregir algunas condiciones regulatorias, por ejemplo: dar un tratamiento único a ambas formas de generación distribuida y suprimir la obligatoriedad de gozar de concesión de servicio de electricidad en el modelo de MNC

iii) Desde la óptica tarifaria la ARESEP tiene un reto por delante tendiente a propiciar un modelo tarifario diferenciado que busque: separar costos «fijos y variables» en la fase de distribución, e incorporar variables de curvas de cargas en los sistemas ambas cosas contribuirían a propiciar la determinación de un rubro fijo tarifario que no esté asociado al consumo «lo cual ocurre en la actualidad y es lo que suscita temor para las empresas distribuidoras en el caso de una previsión de alta penetración de la GD».

Así pues, es claro que lo que se requiere es un adecuado balanceo en las condiciones regulatorias para que, ante una alta penetración de la GD sobre las redes de distribución de electricidad del país, no se provoquen graves trastornos sobre otros actores como son las empresas de distribución.

Lo cierto es, que bajo las condiciones actuales su avance es paulatino «pero no despreciable» y aún los costos de los sistemas fotovoltaicos siguen siendo de difícil adquisición lo cual provoca que al final la GDA termine siendo una opción viable para un selecto sector de usuarios tanto en residencial como en empresarial.

Por tanto, estaremos atentos a cómo logra el país cumplir las metas fijadas en el VII Plan Nacional de Energía en este tema.