RESOLUCIÓN RE-0095-JD-2023
ESCAZÚ, A LAS DIECISIETE HORAS Y VEINTIDÓS
MINUTOS DEL CUATRO DE SETIEMBRE DE
DOS MIL VEINTITRÉS
PROCEDIMIENTO DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN DE DER
POR CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN QUE SE INTEGRAN CON LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DEL SEN
EXPEDIENTE OT-132-2023
RESULTANDO:
I. Que el 7 de enero de 2022, fue publicada en el Alcance
Digital N° 3 a La Gaceta N°3, la
Ley N° 10086 "Promoción y
regulación de recurso energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables."
II. Que el 1 de febrero de 2023, el Poder Ejecutivo publicó en Alcance
No. 17 a La Gaceta No. 18 el Decreto 43879-MINAE "Reglamento a La Ley
de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir
de Fuentes Renovables, No.10086 del siete de enero del 2022", el cual
derogó en su totalidad el Decreto Ejecutivo N°39220-MINAE.
III. Que el 9 de mayo de 2023, mediante el acuerdo 04-38-2023, del acta
de la sesión ordinaria 38-2023, ratificada el 16 de mayo de 2023, la Junta
Directiva resolvió, por unanimidad de los votos de las personas miembros
presentes "Someter al procedimiento de consulta pública la
siguiente propuesta de "Procedimiento de capacidad de
penetración de DER por circuito de distribución que se integran con
las redes de distribución del SEN". (Folios del 01 al 67)
IV. Que el 18 de mayo de 2023, mediante el oficio OF-0372-SJD-2023 y
su anexo OF-0362-SJD-2023 del 16 de mayo de 2023, la Secretaría de
Junta Directiva, le comunicó, al Centro de Desarrollo de la Regulación
(CDR), Dirección General Atención al Usuario (DGAU) y Departamento de
Gestión Documental (DGD), el acuerdo 04-38-2023 a fin de que se realizara
la convocatoria de consulta pública y apertura de expediente para someter
la propuesta del "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes
de distribución del SEN". (Folios del 01 al 67)
V. Que el 19 de mayo de 2023, mediante el oficio OF-0154-CDR-2023 y
su anexo, el CDR remitió un resumen ejecutivo de la propuesta y solicitó a
la DGAU la convocatoria para la consulta pública correspondiente. (Folios
68 al 71)
VI. Que el 23 de mayo de 2023 se publicó, la invitación a los
interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias en la consulta
pública, en el Alcance No. 93 de La Gaceta No. 90. (Folio 84)
VII. Que el 24 de mayo de 2023 se publicó, la invitación a los
interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias en la consulta
pública, en los diarios de circulación nacional La Teja y Diario Extra.
(Folio 84)
VIII. Que el 8 de junio de 2023 fue la fecha máxima para recibir
oposiciones o coadyuvancias respecto a la propuesta del "Procedimiento
de capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que
se integran con las redes de distribución del SEN".
IX. Que el 9 de junio de 2023, mediante el oficio IN-335-DGAU-2023, la
DGAU, emitió el "Informe de Oposiciones y Coadyuvancias"
presentadas durante la consulta publicada realizada respecto de la
propuesta "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes
de distribución del SEN". (Folios del 94 al 96)
X. Que el 9 de junio de 2023, mediante las resoluciones
RE-0088-DGAU-2023 y RE-0089-DGAU-2023, la DGAU, rechazó las posiciones de la
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) y la Junta Administrativa del
Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC), respectivamente. (Folios
del 97 al 101)
XI. Que el 13 de julio de 2023, mediante el informe IN-0033-CDR-2023,
la Fuerza de Tarea remitió al CDR, el informe técnico sobre las respuestas
a las posiciones presentadas en la consulta pública que finalizó el 8 de
junio de 2023 con el objeto de conocer la propuesta del "Procedimiento
de capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que
se integran con las redes de distribución del SEN."
(Folios del 141 al 199)
XII. Que el 14 de julio de 2023, mediante el informe IN-0034-CDR-2023,
la Fuerza de Tarea remitió al CDR, el informe técnico final sobre la
propuesta del "Procedimiento de capacidad de penetración de DER por
circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del
SEN". (Folios del 200 al 268)
XIII. Que el 20 de julio de 2023, mediante el oficio OF-0235-CDR-2023,
el CDR remitió al Regulador General, en su condición de presidente de la
Junta Directiva, el Informe técnico IN-0034-CDR-2022 del 14 de julio de
2023 con la propuesta de "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes de
distribución del SEN", junto con sus anexos, y el correspondiente
proyecto de resolución de la Junta Directiva, para su respectivo trámite.
(Folios del 269 al 270)
XIV. Que el 20 de julio de 2023, mediante el memorando
ME-0100-SJD-2023, la Secretaría de Junta Directiva (SJD), trasladó a la
Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria (DGAJR) para su
análisis, la propuesta del "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes de
distribución del SEN" correspondiente al informe técnico final
IN-0034-CDR-2023 del 14 de julio de 2023, el informe técnico
IN-0033-CDR-2023 del 13 de julio de 2023 sobre las respuestas a las
posiciones presentadas en la consulta pública, y el proyecto de
resolución, remitidos todos mediante el oficio OF-0235-CDR-2023 del 20 de
julio de 2023. (Folio 271)
XV. Que el 15 de agosto de 2023, mediante el oficio
OF-0507-DGAJR-2023, la DGAJR emitió criterio con respecto al análisis post
consulta pública de la propuesta del "Procedimiento de
capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que se
integran con las redes de distribución del SEN".
XVI. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el
dictado de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que la Ley N° 7593, en su
artículo 5 inciso a, dispone que la Aresep, es
el ente competente para fijar los precios y tarifas de los servicios
públicos, de conformidad con las metodologías que ella misma determine y
debe velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de tales
servicios públicos, dentro de los cuales se encuentra el suministro de
energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y
comercialización.
II. Que de lo anterior queda claro que la Aresep puede
emitir metodologías tarifarias, normas, reglamentos técnicos,
procedimientos, protocolos, entre otros, es preciso considerar que todos
ellos, forman parte de un amplio ámbito normativo que busca establecer
reglas que orienten el quehacer regulatorio con el fin de que la Aresep ejerza las competencias y
potestades dispuestas mediante la Ley N° 7593.
III. Que el artículo 6 de la Ley 10086 dispone que la Aresep, es el ente competente para dictar, aprobar y
fiscalizar el cumplimiento de todos los instrumentos regulatorios
requeridos para asegurar la calidad, confiabilidad y seguridad, así como
para la integración eficiente, segura y sostenible de los recursos
energéticos distribuidos; y para fijar las respectivas tarifas.
IV. Que los procedimientos técnicos a los que se refiere el artículo 6
inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10.086, están asociados con la correcta
aplicación del marco regulatorio relacionado con los recursos energéticos
distribuidos a partir de fuentes renovables. Dicho marco regulatorio se
compone, según ha dispuesto la Ley N° 10086,
por una serie de instrumentos regulatorios, todos los cuales están en
proceso de elaboración por parte de la Aresep, a
la luz de los transitorios dispuestos en ese mismo cuerpo normativo.
V. Que el Reglamento interno de organización y funciones de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado
(RIOF), en su artículo 6, incisos 14) y 16) en complemento del artículo 53
de la Ley N° 7593, ha definido que sea la
Junta Directiva de la Aresep, la que
proceda con la aprobación de las metodologías tarifarias y los reglamentos
técnicos que se requieran para la correcta aplicación del marco
regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley.
VI. Que la Ley N° 7593 y el RIOF,
no señalan la totalidad de los posibles cuerpos normativos que emite
la Aresep, igualmente, a los que no se indican
se les debe dar el mismo trato que a los mencionados, pues de la misma
forma, se requieren para la correcta aplicación del marco regulatorio de
los servicios públicos establecidos en la ley.
VII. Que, de la interpretación armónica de las normas indicadas, dentro
de un marco de razonabilidad y lógica, se desprende del espíritu de éstas,
que le corresponde la aprobación de tales procedimientos a la Junta
Directiva de la Aresep, en aplicación del
principio del paralelismo de las formas (derivado del artículo 7 de la Ley
General de la Administración Pública) que rige en el Derecho
Administrativo, al ser instrumentos de alcance general, que afectan a una
pluralidad de actores.
VIII. Que mediante el informe IN-0034-CDR-2023, del 14 de julio de 2023,
que es el informe técnico post consulta pública de la propuesta del "Procedimiento de
capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que se integran
con las redes de distribución del SEN", remitido por el CDR a la
Junta Directiva mediante el oficio OF-0235-CDR-2023, del 20 de julio de
2023, se presentó la propuesta de metodología post consulta pública a ser
valorada por la Junta Directiva, incluyendo los cambios originados del
análisis de las posiciones presentadas.
IX. Que la Ley No. 10.086 estableció con total claridad la existencia
de 3 modalidades de operación para la generación distribuida, entre ellas,
la modalidad sin entrega de excedentes a la red que se
definió en dicho cuerpo legal como "modalidad de generación
distribuida para autoconsumo, en la cual los sistemas de generación
distribuida disponen de mecanismos tecnológicos para gestionar los
excedentes en el punto de generación e imposibilitan la entrega de
excedentes mientras opera en paralelo con el SEN."
X. Que de conformidad con el artículo 8 de la Ley No. 10.086 dentro
de las obligaciones de los generadores distribuidos están respetar los
límites de penetración según la modalidad de operación. Además es clara
en establecer que en el caso de la modalidad de operación sin entrega
de excedentes a la red, debe presentarse una declaración jurada
de cumplimiento técnico que deberá rendir un ingeniero inscrito en el
CFIA, facultado para diseñar y firmar planos eléctricos de acuerdo con la
legislación nacional, donde certifique i) el cumplimiento de las
exigencias técnicas aplicables conforme a la normativa vigente, ii) y el requisito de calidad, confiabilidad y
seguridad de los equipos y sus componentes. Este inciso no exime a la
modalidad de operación sin entrega de excedentes a la red, de cumplir con
las condiciones de calidad, confiabilidad y seguridad antes indicadas, por
lo que las empresas distribuidoras tienen el derecho de realizar las
verificaciones que consideren necesarias.
XI. Que es oportuno y conveniente señalar con gran claridad los
alcances de este procedimiento, para que no quede a la interpretación y se
atente contra la seguridad jurídica de las personas que posean u operen
los DER.
XII. Que se requiere contar a la mayor brevedad con un procedimiento
de capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que se integran con
las redes de distribución del SEN de acuerdo con la Ley 10086,
lo procedente es aprobar el procedimiento contenido en el informe
IN-034-CDR-2023 excluyendo los cambios catalogados como sustanciales en el
oficio OF-0507-DGAJR-2023, en virtud de que dicha exclusión no imposibilita
la aplicación del "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes
de distribución del SEN". Lo anterior con el objetivo de dar una
señal oportuna al sector, promoviendo los recursos energéticos
distribuidos en cumplimiento de lo establecido en la Ley 10086 Ley
Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de
Fuentes Renovables.
XIII. Que del informe IN-0034-CDR-2023, citado, y que sirve de base para
la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:
[…]
3. JUSTIFICACIÓN
La creciente penetración de energías renovables
variables en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como evolución tecnológica de los
recursos energéticos distribuidos y su acelerada incorporación a la
red eléctrica nacional desde 2015 a la fecha, en especial de
sistemas de generación distribuida predominantemente fotovoltaicos,
hace pertinente la definición de un procedimiento de capacidad de penetración
segura de energías renovables variables en SEN.
Este instrumento responde también al
cumplimiento de lo dispuesto en la Ley No.10086, en su artículo 6, inciso f)
punto i), en el cual el legislador definió a la Autoridad Reguladora de los Servicio Públicos (Aresep) la función de elaborar el instrumento regulatorio
que deberá aplicar las empresas distribuidoras y el Operador del Sistema para
determinar la capacidad de penetración por circuito de de DER
que se integran con las redes de distribución del SEN.
3.1. Matriz eléctrica de Costa Rica
En Costa Rica, entre 2015 y 2022 en promedio el
99% de la energía producida proviene
de fuentes renovables, nuestro país es pionero en la incorporación de las energías
renovables en la matriz eléctrica. Costa Rica exhibe una matriz eléctrica proveniente
de recursos limpios como el hídrico, geotérmico, eólico, solar y la biomasa;
junto a una parte de generación térmica.
El primer parque eólico del país, denominado
Plantas Eólicas SA (PESA), empezó su operación en 1996 siendo la primera central eólica de
gran tamaño y de energías renovables variables en Latinoamérica.
Inicialmente, este parque contaba con 58 turbinas de 20 metros de
altura y una capacidad total de 23 MW.
En las últimas décadas se han acoplado al SEN,
varias plantas de generación renovables, especialmente de fuentes variables como la
eólica y solar. Estos cambios pueden observarse en la siguiente
figura, la potencia instalada referente a hidro creció en 42% con
144 unidades, la eólica en 194% con 276 unidades y la solar pasó de
0 kW en 2011 a 5400 kW en 2022 con 11 unidades.
Figura 1. Potencia instalada de placa (kW) a diciembre de 2011,
2016, 2021 y 2022
La capacidad instalada cuya fuente es eólica o
solar para el año 2016 representaba 5% de la matriz eléctrica, cifra que se duplicó en diez
años alcanzando el 11,5% en 2022 (cuadro 1).
Cuadro 1. Distribución porcentual de la potencia instalada de
placa a diciembre de 2011, 2016, 2021 y 2022
La producción de energía para algunas fuentes se
presenta en la figura 2, los mayores incrementos se presentan en la energía solar
(2578,6% entre 2012 y 2022) y la eólica (159,1%); por su parte la
producción por medio de bagazo experimentó una disminución de 32% y
la hidro creció en 30,6%.
Figura 2. Evolución de la producción de energía por fuente (gWh)
3.2. Evolución de la generación distribuida
En años recientes, se han estado integrando a
las redes de distribución numerosos sistemas de generación distribuida, predominantemente
fotovoltaicos. En la figura 3 se observa la tendencia creciente en
la capacidad instalada de generación distribuida para los años 2020
y 2022.
Figura 3. Capacidad instalada (kW) de generación distribuida por
mesa/, 2020-2022
Para diciembre de 2022 se contaba con 83.998 kW
de capacidad instalada en generación
distribuida, el 96,10% de esta corresponde a sistemas fotovoltaicos, 1,51%
a biogás, 1,19% a biomasa, 1,16% a hidro y 0,04% de otras fuentes. El 44,6% de
la capacidad instalada se encuentra asociada a la CNFL, mientras que en Cooperalfaroruiz es donde se registra la
menor cantidad de generadores distribuidos y de capacidad instalada
(Cuadro 2).
Por otra parte, el promedio de capacidad instalada
difiere por empresa, por ejemplo, en el ICE se registra la menor capacidad instalada
promedio (17,51 kW por generador distribuido), mientras que
en Coopelesca se registra el mayor
promedio, 63,72 kW por generador distribuido.
Cuadro 2. Cantidad de generadores distribuidos y capacidad
instalada por empresa, diciembre
2022
En el estudio "Global photovoltaic power potential by country"1 del
Banco Mundial, elaborado en
junio del 2020 se hizo una comparación entre países empleando datos del
Global Solar Atlas (GSA). Como parte de los resultados de dicho trabajo se dispone
del siguiente mapa del recurso solar en el cual se detalla el potencial eléctrico
fotovoltaico del país. En el mapa se presenta con colores más intensos las zonas
con mayor potencial eléctrico fotovoltaico, sobresale la costa del Pacífico como
la de mayor potencial, sobre todo en la provincia guanacasteca.
1 https://documents1.worldbank.org/curated/en/466331592817725242/pdf/Global-Photovoltaic-Power-Potential-by-Country.pdf
En dicha fuente de información se indica:
"Finalmente, países en el rango medio entre 3.5 y 4.5 kWh/kWp corresponden al 71% de la población
mundial. Esto incluye cinco de los seis países más poblados del
mundo (China, India, EEUU, Indonesia, y Brasil) y 100 otros países
(Canada, el resto de Latinoamérica, al sur de Europa,
y países africanos alrededor del Golfo de Guinea, así como Asia central y sudeste)".2
2 Interpretación propia a partir del texto original: "Finally, countries in the
favorable middle range between 3.5 and 4.5 kWh/kWp account
for 71% of the global population. These include five of the six most
populous countries (China, India, the United States, Indonesia, and Brazil) and
100 others (Canada, the rest of Latin America, southern Europe, and
African countries around the Gulf of Guinea,as well
as central and southeast Asia)."
También, se dispone de información para cada
país, en la figura 5 se presenta los datos para Costa Rica. En el territorio nacional la media
práctica promedio (nivel 1) es de 4.093 kWh/kWp3, con lo
cual Costa Rica se posiciona en el lugar 129 a nivel mundial, es
decir, al ser comparando con el resto de los países respecto al recurso solar
nuestro país se ubica en el rango medio de potencial eléctrico fotovoltaico.
3 Interpretación propia del texto
original: "Average practical potential, level 1
/ rank 4.093 kWh/kWp / 129"
Figura 5. Indicadores y estadísticas sobre Costa Rica
Particularmente dentro del país, grosso
modo, el mayor recurso solar ocurre en la región noroeste y la vertiente pacífica, junto a unas
pequeñas regiones en la parte central del país; el potencial medio
se ubica en la región Caribe Norte y los valores mínimos se
presentan en el Sistema Montañoso Central.
En cuanto a la viabilidad económica de la
generación distribuida, en un estudio de la Universidad de Costa Rica4 se
determinó que la generación distribuida para autoconsumo es más
rentable para abonados productores residenciales cuyo consumo
mensual se encuentra entre 200 kWh y 1500 kWh, en este caso se amortizaría
la inversión en alrededor de diez años. Por otra parte, para abonados productores
con consumo mensual inferior a 200 kWh el periodo de amortización de
la inversión realizada es de 30 años (suponiendo tarifas y precios actuales).
4 Universidad de Costa Rica, Escuela de
Ingeniería Eléctrica. (2015). Análisis Técnico-Financiero de la Generación
Distribuida en la CNFL. San José, Costa Rica: Universidad de Costa
Rica, Escuela de Ingeniería Eléctrica.
En el caso de los abonados productores sujetos a
las tarifas industriales y media tensión, se estima en dicho estudio que la recuperación
de la inversión se alcanza en alrededor de 15 años para clientes con consumo
eléctrico mensual menor a 3000 kWh, lo cual resulta en un incentivo
al autoconsumo para estar por debajo del límite de los 3000 kWh.
Cabe señalar que, según el modelo de asignación
de capacidad óptima de generación
fotovoltaica (maximiza la rentabilidad del generador) y una probabilidad de
instalación para cada cliente de CNFL para la cual se realizó el estudio, la
mayor probabilidad de instalación de sistemas fotovoltaicos se
presenta en los cantones con mayor nivel de desarrollo.
4. MARCO LEGAL
El establecimiento de instrumentos regulatorios
como el propuesto en este documento,
tiene sustento en las potestades exclusivas y excluyentes que tiene definida
por ley la Aresep, que se citan a continuación.
4.1. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía
eléctrica en Costa Rica
Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica,
la definición de políticas y planes nacionales referentes a este sector, que orientan las
acciones de los agentes, corresponde a la Secretaría de
Planificación Subsectorial de Energía
(SEPSE), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE),
ente que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE), - (actualmente,
rige el VII Plan Nacional de Energía 2015-2030), y el Ministerio de
Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional
de Desarrollo (PND), a los cuales está sujeta la ARESEP, según dispone
el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley de la ARESEP.
Tal y como se indicó en la sección precedente,
la labor de regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas está
a cargo de la ARESEP, según se indicó, en el artículo 5.a) la
Ley Nº 7593. La prestación de este servicio público,
como cualquier otro, amerita por parte de la ARESEP, la fijación de tarifas, ello
de conformidad con la normativa aplicable y las metodologías que se establezcan
al efecto.
En cuanto al servicio de suministro de energía
eléctrica, la ARESEP debe realizar su labor también con vista en el "Reglamento Sectorial
de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que
dispone lo siguiente:
"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este
Reglamento define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el
servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación."
Su aplicación es obligatoria para las empresas
eléctricas que se encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse
bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes
correspondientes.
Las condiciones aquí estipuladas pueden ser
ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación
del servicio, suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica,
previa autorización de la Autoridad Reguladora, siempre y cuando no
se afecten las condiciones del servicio a terceros.
"Artículo 2°. Objeto. El presente
Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del
servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y
usuarios, en las áreas técnicas y económicas."
Asimismo, el "Reglamento de Concesiones
para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica" (Decreto 30065-MINAE)
establece:
"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como
objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación
del servicio público de suministro de energía eléctrica, en
concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley Nº 7593
(...).
Artículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo
relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de
suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y
distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto
aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº 7200
y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo
dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº 7593."
Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico
comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la
distribución y la comercialización de la energía eléctrica.
Dependiendo de la etapa en la que se encuentre
el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos
participantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las
tarifas respectivas.
Resulta importante mencionar, que la PGR, en el
dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de tarifas
sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en
todas sus etapas. Cita en lo de interés:
"(...) El suministro de energía eléctrica
en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un
servicio público. Debido a esa naturaleza, el inciso a) del
artículo 5 de la Ley Nº 7593 le otorga competencia
a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios
y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse,
la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas
sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas,
o sea desde su generación hasta su comercialización (...)".
En esa línea, se debe indicar que la generación
distribuida en cuanto a la medición neta sencilla fue delimitada por lo establecido en el
dictamen de la PGR C-165-2015 y el Decreto Ejecutivo Nº 39220- MINAE, "Reglamento Generación
Distribuida para Autoconsumo con Fuentes Renovables Modelo de
Contratación Medición neta sencilla"; reglamento que fue
derogado en su totalidad por el Decreto 43879-MINAE "Reglamento
a La Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos
a partir de Fuentes Renovables, N°10086 del siete de enero del 2022", en
su artículo 29; publicado por el Poder Ejecutivo en Alcance N° 17 de la Gaceta N° 18
del 01 de febrero de 2023.
4.2. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos
La Aresep es
una institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los
servicios públicos establecidos en la Ley Nº7593, o bien, de aquellos servicios
a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de
la Constitución Política y artículo 1 de la Ley Nº 7593). Concretamente,
esta Ley establece, en su artículo 5.a, que el servicio eléctrico, en todas
sus etapas, constituye un servicio público regulado.
El numeral 3.a) de la Ley Nº 7593, define el servicio público, como el que por
su importancia
para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la Asamblea Legislativa,
con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley.
El artículo 4 de la Ley Nº 7593,
dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros: "c) Asegurar que los
servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en
el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar porque se
cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) f) Ejercer, conforme lo
dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios
públicos."
Lo anterior, es acorde con lo establecido en el
Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, Decreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC, norma
que define y describe las condiciones principales en que debe
suministrarse el servicio eléctrico, que establece en su artículo
3, entre otras, la calidad de la energía y dispone en sus artículos
16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará la prestación
del servicio a los abonados y usuarios serán: a. La calidad del voltaje y frecuencia
de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad en el suministro de
la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación del servicio.
Tal y como se indicó, la Ley Nº 7593, le otorgó a la Aresep,
facultades suficientes para
ejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan en el país, incluidos
los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de la Ley Nº 7593.
El artículo 6.d) de la Ley Nº 7593, establece como obligación de la Aresep "(...) fijar las tarifas y los precios de
conformidad con los estudios técnicos'', en relación con lo
dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo cuerpo
legal, mediante los cuales se fijan los parámetros, criterios y
elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al
principio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo
4.a).2) del Reglamento a la Ley Nº 7593,
Decreto 29732-MP.
El artículo 9 de la Ley Nº 7593,
dispone que, para ser prestador de los servicios públicos, a que se refiere dicha ley,
deberá obtenerse la respectiva concesión o el permiso del ente
público competente en la materia, según lo dispuesto en el artículo 5
de la Ley 7593. Se exceptúan de esta obligación las instituciones y empresas públicas
que, por mandato legal, prestan cualquiera de estos servicios. Sin embargo,
todos los prestadores estarán sometidos a la Ley 7593 y sus reglamentos.
Asimismo, dispone que ningún prestador de un
servicio público de los descritos en el artículo 5 de esta Ley, podrá prestar el servicio, si
no cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado por la Aresep.
Por otro lado, el artículo 14 de la ley de
la Aresep establece que son obligaciones de los prestadores:
"a) Cumplir con las disposiciones que dicte
la Autoridad Reguladora en materia
de prestación del servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y
los reglamentos respectivos.
b) (...)
c) Suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora,
la información que les
solicite, relativa a la prestación del servicio.
(...)"
En esa línea, le corresponde a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que
regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley Nº 7593, remite al artículo 25 ibidem, el cual
establece que la Aresep emitirá y publicará los
reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que
deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos
existentes en el país o en el extranjero, para cada caso.
Normas, que deben concordarse con los artículos
32, 34, 41 y 42 del Decreto Ejecutivo
29847-MP-MINAE-MEIC, los cuales disponen en lo de interés: "Artículo
32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación
del servicio.
La Autoridad Reguladora dará seguimiento a los
diferentes servicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el
cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para
ello empleará:
a. La información que se solicita a las empresas
reguladas, según el artículo 24 de la Ley Nº 7593.
b. Cumplimiento de la normativa vigente.
c. Las disposiciones tarifarias que se
suministran en las resoluciones emitidas por el Organismo Regulador.
d. Los indicadores de servicio al abonado que
elabora la misma empresa y aquellos
que el Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.
e. Cualquier otra información que a criterio de
la Autoridad Reguladora sea necesaria
para cumplir con sus funciones."
"Artículo 34.-Emisión de normas técnicas y
económicas. La Autoridad
Reguladora, de conformidad con lo estipulado en la Ley Nº 7593 y
previa consulta y coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas
bajo las cuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores
de regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera
que se logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de
las inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del mejoramiento
continuo de los factores de regulación y evaluación.".
"Artículo 41.-Responsabilidad de la
Autoridad Reguladora. Como parte de
las responsabilidades y potestades que le asigna la Ley Nº7593 a la Autoridad
Reguladora, ésta será responsable de:
a. Promulgar las normas técnicas y económicas
para la debida prestación del servicio.
b. Evaluar, regular y fiscalizar la aplicación y
el cumplimiento de las normas de este reglamento y de las normas correspondientes.
c. Aplicar las sanciones estipuladas en la
Ley Nº 7593 y su Reglamento."
"Articulo 42.-Sanciones. Las sanciones a
aplicar por el incumplimiento de las normas de este reglamento o de las normas técnicas y
económicas emitidas por la Autoridad Reguladora, se harán de
conformidad con lo que dispone la Ley Nº 7593
y leyes conexas."
De esas normas, se puede extraer, que la Aresep, tiene la competencia exclusiva y excluyente, para la regulación de los
servicios públicos indicados en la Ley Nº 7593, competencia
que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido
en el numeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP).
En ese sentido, definir y establecer las
metodologías o modelos tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos sometidos a su
regulación, los procedimientos y normas técnicas que garanticen la
correcta prestación de los servicios públicos, forma parte esencial
de las competencias conferidas a la Aresep.
Ratificando lo anterior, la Sala Primera de la
Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N° 001687-F-S1-
2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep, que "la Autoridad Reguladora se
constituye en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones,
permite la concreción de esos postulados (...). Sus potestades
excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos
que regularan el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios".
Ahora bien, tal y como se indicó anteriormente,
la Aresep, tiene competencias exclusivas y excluyentes para fijar
tarifas, establecer las metodologías, procedimientos y normas
técnicas, y en ese ejercicio debe considerarse lo dispuesto en la
Ley N.º 7593 ya analizada.
En este sentido, dichos instrumentos
regulatorios, deben ajustarse a la realidad de la prestación del servicio
público de que se trate, conforme a criterios fácticos, técnicos, científicos o jurídicos en
cumplimiento del interés público, para lo cual, la Aresep ostenta
facultades técnicas exclusivas y excluyentes.
Para ejercer estas competencias, la Aresep debe siempre estar ajustada a que todas sus actuaciones deben dictarse
apegadas a las reglas unívocas de la ciencia y la técnica, tal y como lo señala
el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública, Ley
N.º 6227:
"(...)
Artículo 16.-
1. En ningún caso podrán dictarse actos
contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a principios
elementales de justicia, lógica o conveniencia.
2. El Juez podrá controlar la conformidad con
estas reglas no jurídicas de los elementos discrecionales del acto, como
si ejerciera contralor de legalidad.
(...)"
Ahora bien, de conformidad con lo dispuesto en
la Ley No. 10086, en su artículo 6, inciso f) punto i), en el cual el
legislador definió a la Aresep la función
de elaborar el instrumento regulatorio que deberán aplicar las empresas
distribuidoras para determinar la capacidad de penetración de los
distintos recursos energéticos distribuidos por circuito de distribución
que se integran con las redes de distribución del SEN. Dicha Ley se estará
analizando en el punto siguiente.
De tal manera, la Aresep tiene
amplias potestades para establecer y utilizar los instrumentos
regulatorios que considere convenientes, en tanto se respete,
la razonabilidad, proporcionalidad, las reglas de la ciencia y técnica o
de los principios elementales de justicia, lógica o conveniencia
(artículos 119 del Código Procesal Contencioso Administrativo en
concordancia con los artículos 15, 16, 158 inciso 4 y 160 de la LGAP).
Aunado a lo anterior, resulta necesario hacer
referencia sobre el tema de la discrecionalidad técnica de la Aresep, para elaborar, definir y establecer
los instrumentos regulatorios, y las competencias exclusivas y excluyentes
de éstos, entre otras cosas, para determinar los procedimientos y normas
técnicas que le permitan ejercer su función regulatoria, ello de
conformidad con los artículos: 4, 5 inciso f); 6, 31; 53 inciso n); todos
de la Ley N.º 7593, así como el artículo 6 inciso 16) del Reglamento
Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF). Así las cosas, la
discrecionalidad es para elegir en una primera etapa los
instrumentos técnicos que correspondan, que serán los que se aplicarán en
un segundo momento después de su formalización, etapa en la que opera una
reducción de la discrecionalidad de la Aresep.
Ahora bien, el instrumento regulatorio acá
propuesto es específicamente uno de los procedimientos técnicos que
servirán de guía metodológica y que incluirían criterios, para que a
quienes les alcance puedan valorar la capacidad de penetración que
se menciona en el punto i) del inciso f) del artículo 6 de la Ley Nº 10086. Por lo que se concluye que se trataría
de un procedimiento técnico y no de modelos o metodologías tarifarias.
Por su parte, también es necesario observar que
el inciso c) de ese mismo artículo, hacer referencia a la formulación y
revisión de reglamentación técnica, según se dispone del artículo 25 de la
Ley Nº 7593. Dicho artículo dispone:
"Artículo 25.- Reglamentación
La autoridad reguladora emitirá y publicará los
reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad,
cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con
que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme a los
estándares específicos existentes en El País o en el extranjero, para cada
caso."
Entendida, en términos generales, la
reglamentación como un conjunto de normas o reglas, deben considerarse que
en el caso del artículo 25 transcrito, la reglamentación refiere a un
conjunto de reglas o normas asociadas a las condiciones de calidad,
cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, que
defina la Aresep a fin de que nadie pueda
prestación de los servicios públicos.
Según dispuso el CDR en el oficio
OF-0175-CDR-2022, del 1 de junio del 2022, los procedimientos técnicos que
se mencionan tendrían una función de guía metodológica a partir de
diversos criterios, lo que muestra que no se trataría específicamente de
un reglamento técnico, en el cual se establezcan reglas y normas asociadas
a las condiciones de prestación del servicio público (calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima).
Este procedimiento propuesto involucra aspectos
técnicos que son dinámicos, es decir que pueden cambiar de manera
constante en el corto plazo, siendo el procedimiento un instrumento idóneo
para la estipulación de estos aspectos técnicos pues su aprobación, por su
naturaleza, se realiza a través de un proceso de consulta pública,
contemplando siempre la importante participación de los interesados y el
análisis de sus posiciones, en cumplimiento del artículo 365 de la Ley
General de la Administración Pública (LGAP).
4.3. Ley N° 10086
"Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de
fuentes renovables"
La ley tiene como objetivo establecer las
condiciones necesarias para promover y regular, bajo un régimen especial
de integración eficiente, segura y sostenible, las actividades
relacionadas con el acceso, la instalación, la conexión, la interacción
y el control de recursos energéticos distribuidos basados en fuentes de
energía renovables. (Ley N° 10086,
Artículo 1).
En cuanto a su alcance, la Ley N° 10086 es aplicable a todo abonado,
generador distribuidor, persona física o jurídica que posee u opera DER,
empresas distribuidoras y demás participantes del SEN, el MINAE, la ARESEP
y operador del sistema. (Ley N° 10086,
Artículo 3).
Asimismo, se establece en lo conducente en el
artículo 6 de la Ley N° 10086 que, son
funciones de la ARESEP:
(...)
a) Dictar, aprobar, y fiscalizar el cumplimiento
de todos los instrumentos regulatorios requeridos para asegurar la
calidad, confiabilidad y seguridad, así como para la integración
eficiente, segura y sostenible de los recursos energéticos distribuidos y
los servicios auxiliares que estos puedan prestar, según lo dispuesto en
la presente ley, en estricto apego a los principios regulatorios que orientan
el proceso de regulación económica y de la calidad de servicio público
relacionado con el suministro de energía eléctrica, en las etapas de
generación, transmisión, distribución y comercialización.
b) Fijar las tarifas que sean necesarias para la
adecuada integración de los recursos energéticos distribuidos que se
interconecten a las redes del SEN, según lo dispuesto en la presente ley,
para el óptimo desarrollo de la energía eléctrica en Costa Rica y el mayor
interés público la fijación tarifaría debe garantizar que no se creen
subsidios o cargas económicas en favor de aquellos usuarios que posean o
instalen recursos energéticos distribuidos y en detrimento de abonados y
participantes del SEN, atendiendo las buenas prácticas de la contabilidad
regulatoria, debiendo separarse los cargos de los recursos energéticos
distribuidos de las empresas distribuidoras por costos fijos y costos
variables del SEN.
Las tarifas para la integración y operación de
los recursos energéticos distribuidos deben considerar el costo de los servicios
auxiliares y respaldo que brinda el SEN, la disponibilidad de la red, los
costos de interconexión y acceso, los peajes de distribución y
transmisión, los costos e inversiones en la red, así como cualquier otro
que la ARESEP establezca mediante el instrumento regulatorio aplicable al
efecto.
c) Dictar el instrumento regulatorio aplicable
que fije el precio de compra de excedentes entre las empresas
distribuidoras; así como entre las empresas distribuidoras y el generador
distribuido, así como de prestación de servicios auxiliares, definidos en
el artículo 12 de la presente ley.
(...)
f) Definir y formalizar el instrumento
regulatorio requerido para la elaboración de estudios que deberán aplicar:
i) Las empresas distribuidoras para determinar
la capacidad de penetración de los distintos recursos energéticos
distribuidos por circuito de distribución que se integran con las redes de
distribución del SEN.
ii) El OS para determinar la capacidad de
penetración segura de generación que utiliza fuentes renovables en el SEN.
g) Dictar el instrumento regulatorio para
habilitar la integración de los recursos energéticos distribuidos al SEN.
(...)
m) Dictar y aplicar los instrumentos
regulatorios necesarios para regular los servicios de interés general
vinculante; al servicio público establecidos en la presente ley, así como
definir los requisitos y las condiciones para otorgar la habilitación de
estos; los cuales estaré-'m sujetos a las obligaciones de servicio público
tales como (i) calidad, (ii) cantidad, (iii) confiabilidad, (iv)
continuidad, (v) oportunidad, (vi) seguridad, (vii)
tarifas, (viii) garantías de acceso al
servicio, (ix) prestación óptima, (x) suministro
de información.
(...)"
Como se puede observar la Ley N° 10086, dispone que la ARESEP ejerza al
amparo de sus competencias, la regulación de los servicios de interés
general (que así corresponda), aunque no se traten de servicios públicos
en el sentido estricto, tomando en consideración que conforme al artículo 6
de dicha ley, la ARESEP debe ejercer dichas funciones.
Ahora bien, sobre los servicios de interés
general, de conformidad con el artículo 2 inciso s) de la Ley N° 10086, se indica lo siguiente:
". servicios o actividades económicas
accesorias o complementarias vinculados al servicio público de suministro
de energía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés
general sujetas a obligaciones específicas de servicio público técnico, financiero
y contable que establezca la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos, en el marco de la presente ley."
Se desprende de lo anterior, que los servicios
de interés general como lo es la compra-venta de excedentes de energía
eléctrica producto de la generación distribuida para autoconsumo, no son
servicios públicos en sí mismos, pero pueden estar directamente vinculados
a un servicio público, el de suministro de la energía eléctrica en todas
sus etapas, lo que implica que podrían coadyuvar en la satisfacción del
interés general.
Tal y como lo analizó la Dirección General de
Asesoría Jurídica y Regulatoria de la ARESEP (DGAJR) mediante el oficio
OF-0045-DGAJR-2022 -el cual analizó la implicaciones sobre el pago del
canon de regulación a favor de la ARESEP-, y de lo cual esta Fuerza de
Tarea coincide, la ley 10086, estableció que los servicios de interés
general son servicios o actividades económicas accesorias
o complementarias vinculadas a un servicio público expresamente regulado
por la ARESEP, de forma que, se podrían encontrar íntimamente asociadas a
dicha regulación, lo que implica que, a fin de prever una prestación
adecuada de dicho servicio público, su regulación se debe extender a los
servicios vinculados a éste, de manera que se verifique que efectivamente
se interrelacionan a la red eléctrica, colaborando y permitiendo una
prestación conforme a la Ley N° 7593.
Si bien los servicios de interés general, como
en el caso que nos ocupa, no necesariamente se encuentran automáticamente
regulados por la ARESEP, pasan a formar parte de dicho ámbito de
regulación (en aplicación de la Ley N° 10086
y N° 7593), en el tanto, efectivamente se
encuentren interactuando con la red eléctrica. Es decir, debe considerarse
que los servicios de interés general se asocian al servicio de suministro
de energía eléctrica y por ende, al ámbito de la regulación, en el momento
en que se interconectan con el SEN, sea entregando o no excedentes a la
red (incisos k y m) del artículo 2 de la Ley N° 10086),
pues dicha interconexión, implica que se es parte de la red eléctrica, lo
que claramente, puede tener implicaciones sobre la operación y
funcionamiento de ésta.
De lo anterior, se puede concluir que, los
servicios de interés general (dispuestos en artículo 11) entre otros la
venta de excedentes de energía eléctrica producto de la generación
distribuida para autoconsumo, la Ley N° 10086
dispone en su artículo 6, las funciones que le corresponde efectuar a la
ARESEP.
Dichas funciones reflejan en conjunto el
ejercicio de todas las potestades que se le han asignado a la ARESEP
mediante la Ley N° 7593, fiscalización,
normativa, tarifaria y sancionadora, de modo que, el legislador está
disponiendo que este Ente Regulador, le debe dar a dichos servicios un
trato regulatorio con la misma amplitud que a los servicios públicos
definidos en el artículo 5 de la Ley N° 7593.
Lo anterior, en el entendido de que, dichos servicios de interés general
efectivamente tengan una operación que interactúa con la red eléctrica.
4.4. Reglamento a la ley de promoción y
regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables
(Decreto N° 43879-MINAE)
El decreto ejecutivo Nº 43879-MINAE
publicado en el Alcance Nº 17 de La
Gaceta Nº 18 del primero de febrero 2023,
derogó el decreto 39220 aprobado para introducir y regular la generación
eléctrica distribuida en Costa Rica.
El decreto 43879 MINAE se justifica en base a
los considerandos que se mantiene en vigencia un plan nacional de
descarbonización para sustituir los derivados del petróleo por energía
eléctrica, y que los recursos energéticos constituyen factores esenciales
y estratégicos para el desarrollo socio económico y sostenible del
país, por lo que es indispensable planificar su desarrollo a fin de
asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de electricidad, y de esta
forma generar una estrategia de gestión que le permita a los entes del
estado relacionados con la actividad energética, la participación y
alianza con los sectores de la sociedad, y así, reducir la vulnerabilidad
de nuestra economía a factores externos.
Así pues, de conformidad con el artículo 1 del
decreto 43879 MINAE, se establece el objetivo de esta norma, en el cual se
indica lo siguiente:
Artículo 1. Objetivo. El objetivo del presente
reglamento, es regular en complemento con la ley 10086 la integración de
los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema
Eléctrico Nacional en las modalidades que indica la Ley, bajo los
criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad
que se encuentran en la reglamentaciones dictadas
por el MINAE y ARESEP.
En el artículo 3 de dicho cuerpo normativo
dispone es de aplicación obligatoria para todos los abonados, generadores
distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen, diseñen,
ensamblen, instalen, conecten, integren, controlen un recurso de energía
renovable, ya sea para uso en las instalaciones de los usuarios finales o
para ser interconectados al sistema nacional eléctrico así como a
las empresas eléctricas cuando sus DER o dispositivos de energía renovable
sean interconectados al SEN, en sus diferentes modalidades y servicios
auxiliares asociados a ser definidos por la ARESEP.
Es de suma importancia el decreto por cuanto no
solo regula a los abonados eléctricos y a las empresas distribuidoras,
sino que también a las personas físicas o jurídicas involucradas con el
ensamble, integración e instalación de los dispositivos o equipos
conocidos de ahora en adelante como DERs.
4.5. Norma Técnica de Planeación, Operación y
Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)
La primera versión de esta norma técnica se
publicó en el Alcance N.º 12 de La Gaceta N.º 69 del 8 de abril de 2014,
cuyo propósito es definir un marco regulatorio que articule el SEN en su
totalidad y su última actualización fue realizada por la Junta Directiva
mediante resolución RJD-030-2016 publicada en el Alcance N.º 25 a La
Gaceta N.º 37 del 23 de febrero de 2016, con el fin de atender lo
dictaminado por la PGR en su Dictamen C-165-2015 del 25 de junio de 2015,
donde concluyó que la generación distribuida con fuentes renovables para
autoconsumo, en su modalidad de neteo simple,
no constituye un servicio público, por ser actividad realizada por los
abonados a efecto de cubrir sus propias necesidades de energía eléctrica,
mediante la aplicación de tecnologías disponibles de generación
eléctrica para autoconsumo y que son instaladas por iniciativa propia.
Asimismo, al no haberse promulgado en aquel
momento la Ley N.º 10086, la PGR concluyó en entonces que la medición neta
completa debía ser considerada dentro de la prestación de servicio público
sujeta a lo dispuesto en la Ley N. 7200 y la Ley de la ARESEP. Por lo que
la generación distribuida con venta de excedentes requería concesión de
servicio público, conforme lo dispuesto en las citadas Leyes y sus
reformas.
Al analizar la última versión vigente de la
AR-NT-POASEN, se señala que en lo relativo a Generación Distribuida se
contemplan aspectos que regulan la relación empresa distribuidora y
productores consumidores y las modalidades de generación distribuida para
autoconsumo con fuentes renovables interconectadas a la red, así como
cumplimiento de normativa técnica en materia de distribución, para que
la conexión de estos elementos no vaya a ocasionar afectación al sistema
de distribución eléctrica, siendo sujeta de revisión de la normativa
técnica vigente a partir de la entrada en vigor de la Ley N.º 10086.
4.6. Norma Técnica de Supervisión de la
comercialización del suministro eléctrico en baja y media tensión (AR-NT-SUCOM)
Esta norma técnica resulta importante debido a
que define entre otros aspectos las condiciones técnicas, comerciales y
contractuales entre el abonado productor y la empresa distribuidora. Según
esta norma, todo aquel abonado que desee generar su propia electricidad
deberá suscribir un contrato con la empresa distribuidora de servicio
eléctrico, así lo estipula el capítulo XVI en su artículo 127:
"Cualquier abonado o usuario actual o futuro, puede constituirse como
abonado o usuario productor, mediante la firma de un 'Contrato de
interconexión para abonados productores".
Es importante destacar que el MINAE, con el
objetivo de homologar elementos contractuales entre las partes (abonado
productor y empresa distribuidora), definió un contrato tipo para el
servicio de interconexión. Esto brinda cierta seguridad al abonado, en el
sentido de que los elementos descritos en el contrato son avalados por el
ente rector.
Asimismo, el abonado productor deberá cancelar
lo correspondiente al costo por acceso e interconexión a la red de
distribución, al respecto el artículo 133 dicta:
"El abonado-productor deberá cancelar mensualmente a la empresa
eléctrica el costo de acceso e interconexión a la red de distribución,
según lo establezca la Autoridad Reguladora".
Además, el abonado productor deberá de cancelar
en su facturación los cargos relacionados con el alumbrado público, según
se indica en el artículo 135:
"Los productores consumidores pagarán el
alumbrado público sobre el total de la energía retirada de la red, la cual
se entenderá como la sumatoria de la energía retirada del consumo diferido
asociado a la generación para autoconsumo en su modalidad contractual
medición neta sencilla y la energía vendida por la empresa distribuidora."
En resumen, la norma técnica AR-NT-SUCOM regula
elementos técnicos ingenieriles de calidad del suministro eléctrico.
Además, establece los aspectos comerciales y contractuales entre los
distintos tipos de abonados (incluyendo el abonado productor) con las
empresas distribuidoras, para lo cual, asigna todo un capítulo al
respecto.
Al igual que la norma AR-NT-POASEN, la
AR-NT-SUCOM vigente se encuentra actualmente en un proceso de revisión a
partir de la entrada en vigor de la Ley N.º10086, la
cual, como se ha indicado, representa una serie de cambios
significativos en el marco legal, económico y técnico de los recursos
energéticos distribuidos.
4.7. Sobre el tipo de instrumento regulatorio a
desarrollar al amparo del artículo 6 inciso f) de la Ley 10086
El 17 de mayo de 2022, mediante oficio
OF-0153-CDR-2022, se realizó a la DGAJR la solicitud de criterio sobre
mecanismo de participación ciudadana aplicable para el caso de dos instrumentos regulatorios por
desarrollar según lo dispuesto en Ley No. 10 086, artículo 6 inciso f,
puntos i) y ii).
Sobre este punto, se reitera el análisis
realizado DGAJR mediante el oficio OF-0421-DGAJR-2022 -el cual analizó el
mecanismo de participación ciudadana aplicable al desarrollo de
instrumentos regulatorios indicados en el inciso F) Punto II) y III)
el artículo 6 de la ley promoción y regulación de recursos energéticos
distribuidos a partir de fuentes renovables, Nº10086-, y de lo cual esta
Fuerza de Tarea coincide en su totalidad, en el cual, por la importancia
que tiene dicho análisis en el presente informe, se extraen las siguientes
conclusiones:
(...)
1. El artículo 6 inciso f) puntos ii) y iii), de la Ley Nº 10086, dispone que la Aresep defina
y formalice los instrumentos regulatorios requeridos para que, tanto
las empresas distribuidoras como el OS, determine la capacidad de
penetración, en el primer caso, de los distintos recursos energéticos
distribuidos por circuito de distribución que se integran con las redes de
distribución del SEN, y en el segundo caso, de generación que utiliza
fuentes renovables en el SEN.
2. El inciso f), puntos ii)
y iii) del artículo 6 de la Ley Nº 10086, referencia a "instrumentos regulatorios",
sin especificar el tipo de instrumento, por lo que se entiende que el
legislador dejó la definición de este aspecto, a cargo de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), para
que sea esta, en el ámbito de sus competencias dispuestas según la
Ley Nº 7593 y considerando la
especialidad técnica que la caracteriza, la que disponga el tipo de
instrumento regulatorio que correspondería elaborar, aprobar y aplicar.
3. Dentro de la gama de instrumentos
regulatorios, existe posibilidad, según cada caso particular, de emitir
por parte del Aresep, metodologías
tarifarias, reglamentos o normas técnicas, procedimientos, entre otros,
determinándose el tipo de instrumento según su contenido y finalidad.
4. la elaboración de cada instrumento
regulatorio debe atravesar el debido proceso, del cual forma parte de la
aplicación de un mecanismo de participación ciudadana que permita la
intervención de los diferentes interesados en la elaboración de este. No
obstante, el mecanismo aplicable depende del tipo de instrumento a
desarrollar, por ello resulta esencial definirlo, a fin de determinar si
corresponde realizar una audiencia, o bien, una consulta pública.
5. según indicó el CDR en el oficio
OF-0175-CDR-2022 del 1 de junio de 2022, los instrumentos regulatorios a
proponerse serán procedimientos técnicos, que fungirían como una guía
metodológica, con criterios que orientarán la valoración, tanto, para el
caso del punto ii) como iii)
del inciso f) del artículo 6 de la Ley Nº10086.
6. para ejercer el derecho de participación
ciudadana se han definido diversos mecanismos que permiten la intervención
oportuna y activa de la ciudadanía, a saber: la audiencia pública y la
consulta pública, según sea el caso. ambos son mecanismos de participación
ciudadana reconocidos de la regulación de servicios públicos, pero
resultan aplicables en casos diferentes.
7. en cuanto a la audiencia pública, el
legislador fue expresó al disponer que el artículo 36 de la Ley Nº7593,
los supuestos específicos en los cuales resulta indispensable la
aplicación de este mecanismo.
8. el listado incorporado por el legislador en
el artículo 36 de la Ley Nº7593, no es exhaustivo en cuanto a la totalidad
de asuntos que la ley analiza en el ejercicio de sus competencias,
quedando excluidos de la celebración de la audiencia pública muchos otros igualmente debe resolver.
9. La Aresep venido
aplicando otro mecanismo de participación ciudadana: la consulta pública,
que también implica que todo interesado pueda intervenir con su posición y
alegatos en la discusión referente a alguna propuesta específica en
estudio.
10. partiendo de que los instrumentos
regulatorios a emitirse serían procedimientos técnicos y no reglamentación
técnica como tal, o modelos o metodologías tarifarias, es posible
descartar su relación con los incisos c) y d).
11. A pesar de que no resultaría aplicable la
audiencia pública para el caso en cuestión, es necesario señalar que,
dichos procedimientos técnicos igualmente podrían tener una incidencia en
la esfera jurídica de la ciudadanía, lo que ameritaría la celebración de
consulta pública, a fin de brindar el espacio de participación ciudadana
necesario.
(...)
4.8. Sobre el aprobador y responsable del proceso
de consulta pública de los procedimientos técnicos, señalados en la Ley N° 10086.
Finalmente, el 4 de julio de 2022, mediante
oficio OF-0215-CDR-2022, el CDR realizó a la DGAJR la consulta sobre
aprobador y responsable del proceso de consulta pública de procedimientos
técnicos señalados en Ley Nº 10086.
En ese sentido, sobre la instancia, dependencia
y responsable en la Aresep de realizar
los procesos de consulta pública y de aprobar las
resoluciones correspondientes a los procedimientos establecidos en el
artículo 6, inciso f) puntos i) y ii) de la
Ley N° 10086, dentro del análisis realizado
por la DGAJR mediante el oficio OF-0551-DGAJR-2022 del 1 de agosto del
2022, se extrae en lo conducente:
(...)
La consulta que ahora se conoce, refiere a la
dependencia institucional de la Aresep, que
debería realizar dicho proceso de consulta pública y al órgano que le
correspondería aprobar los procedimientos.
Al respecto, lo primero que debe señalarse es
que, el artículo 6, inciso f) puntos i) y ii)
de la Ley N° 10086, solamente dispone que
la definición y formalización de dichos procedimientos, será parte de las
funciones de la Aresep, sin definir ningún
detalle sobre el procedimiento a seguir para su elaboración y aprobación,
de forma que será la propia Aresep, quien deba
definir lo que corresponda.
Dicho lo anterior, es preciso considerar que, si
bien para efectos de definir el tipo de mecanismo de participación
ciudadana que debe aplicarse en determinado asunto, es necesario
considerar el tipo de instrumento regulatorio a emitirse (dado el listado
taxativo dispuesto en el artículo 36 incisos c) y d) de la Ley N° 7593), en realidad, las metodologías tarifarias y
las normas o reglamentos técnicos (para los cuales se realiza audiencia
pública) no son los únicos cuerpos regulatorios que emite la Aresep a fin de cumplir con su labor, pues el
ámbito normativo que ésta como ente regulador debe desarrollar, esmucho más amplio, abarcando otros tipos de
herramientas normativa como procedimientos, protocolos, entre otros.
Esos otros cuerpos normativos que se emitan
fuera del listado del artículo 36 de la Ley N° 7593,
en el tanto lo requieran por su contenido y alcance, igualmente serán de
conocimiento de la ciudadanía mediante una consulta pública, no obstante,
lo que en este punto interesa, es que, indistintamente del mecanismo de
participación ciudadana que se emplee para definir un instrumento o cuerpo
regulatorio, el ordenamiento jurídico de naturaleza regulatoria que puede
establecer la Aresep es amplio y variado.
Ahora bien, siendo que según corresponda,
la Aresep puede emitir metodologías
tarifarias, normas, reglamentos técnicos, procedimientos, protocolos,
entre otros, es preciso considerar que todos ellos, forman parte de un
amplio ámbito normativo que busca establecer reglas que orienten
el quehacer regulatorio con el fin de que la Aresep ejerza
las competencias y potestades dispuestas mediante la Ley N° 7593.
Partiendo de la Ley N° 7593,
se denota que en su literalidad, ésta
solamente hace referencia a los modelos tarifarios, normas y reglamentos,
sin mencionar expresamente, cualquier otro tipo de cuerpo normativo que
pueda emitir la Aresep, no obstante, como se ha
dicho, éstos no son los únicos que pueden ser aprobados para desarrollar
su labor regulatoria.
En este sentido, el Reglamento interno de
organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en su artículo 6, incisos 14)
y 16) en complemento del artículo 53 de la Ley N° 7593,
ha definido que sea la Junta Directiva de la Aresep,
la que proceda con la aprobación de las metodologías tarifarias y los
reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación del
marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley.
De lo anterior, se desprende que, aunque como se
ha dicho, la Ley N° 7593 y el RIOF, no
señalan la totalidad de los posibles cuerpos normativos que emite la Aresep, igualmente, a los que no se indican se les debe dar
el mismo trato que a los mencionados, pues de la misma forma, se requieren
para la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios
públicos establecidos en la ley.
De la interpretación armónica de las normas
indicadas, dentro de un marco de razonabilidad y lógica, se desprende del
espíritu de éstas, que le corresponde la aprobación de tales
procedimientos a la Junta Directiva de la Aresep,
en aplicación del principio del paralelismo de las formas (derivado del
artículo 7 de la Ley General de la Administración Pública) que rige en el
Derecho Administrativo, al ser instrumentos de alcance general, que
afectan a una pluralidad de actores.
Al respecto, debe evidenciarse que la relación
de un cuerpo normativo o instrumento regulatorio que se emita, con la
correcta aplicación del marco regulatorio legalmente dispuesto, resulta
estar asociada a las funciones de la Junta Directiva, como órgano superior
supremo de la Aresep, en el tanto
le corresponde velar por al ejercicio de las potestades y competencias que
le han sido conferidas como Ente Regulador.
En el caso que nos ocupa, los procedimientos
técnicos a los que se refiere el artículo 6 inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10.086,
están asociados con la correcta aplicación del marco regulatorio
relacionado con los recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes
renovables. Dicho marco regulatorio se compone, según ha dispuesto la
Ley N° 10086, por una serie
de instrumentos regulatorios, todos los cuales están en proceso de
elaboración por parte de la Aresep, a la
luz de los transitorios dispuestos en ese mismo cuerpo normativo.
Tales instrumentos buscan darle aplicabilidad a
la Ley N° 10.086, siendo que, se están
desarrollado por parte del CDR considerando sus funciones establecidas en
el RIOF, y posteriormente, serán aprobados por la Junta Directiva también,
según sus funciones. En este sentido, debe acotarse que los procedimientos
técnicos sobre los que se consulta son un complemento técnico, de esos
otros instrumentos en construcción, e igualmente, permitirán la correcta
aplicación del marco regulatorio.
Lo anterior quiere decir que, además, resulta
razonable buscar homogeneidad y compatibilidad entre todos los
instrumentos regulatorios a definir, incluyendo los procedimientos
técnicos en cuestión, lo que indica que resulta oportuno que el CDR
realice el trámite de construcción de los mismos al igual que con los
otros, ello considerando que, según el artículo 21 del RIOF, dicha
Dirección General es la responsable del proceso institucional de
investigación y desarrollo de la regulación, con funciones como:
"(...) 2. Liderar la innovación y mejora continua del proceso de
regulación. 3. Revisar la validez y competitividad de los modelos que
están siendo aplicados por Aresep para regular
los servicios públicos. 4. Investigar las mejores prácticas y estado
del conocimiento sobre regulación de servicios públicos y su aplicabilidad
en la Aresep. (...)"
(...)
De lo anterior, se desprende que, salvo algún
caso justificado por las funciones de alguna otra dependencia
institucional, el CDR conforme a sus funciones, se encuentra llamado a
desarrollar los instrumentos regulatorios dispuestos en la Ley N° 10086 y tramitar el respectivo procedimiento, cuyas
propuestas serían sometidas para aprobación de la Junta Directiva, para lo
cual deberá instruir el procedimiento de consulta pública, según
corresponda.
5. ENFOQUE CONCEPTUAL
a. Propósito
El presente procedimiento establece en detalle
los requisitos técnicos, información y criterios a considerar por las
empresas distribuidoras y el Operador de Sistema (OS) para determinar la
capacidad de penetración (o alojamiento) por circuito de distribución de
recursos energéticos distribuidos que se integran con las redes de distribución
del SEN sin impactar la calidad y confiabilidad del servicio
eléctrico, tanto a nivel de media tensión (MT) como baja tensión (BT), de
manera que se cumpla con los criterios de seguridad operativa, así como
los criterios de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y
confiabilidad, seguridad y desempeño establecidos en la regulación
nacional y regional vigente.
b. Campo de aplicación
Son sujetos de aplicación de este procedimiento:
· El Operador del Sistema
· Las empresas distribuidoras de energía eléctrica
· Toda persona física o jurídica que posee u opere
un DER interconectado al SEN que genere o descargue energía eléctrica
almacenada
· Generadores distribuidos para autoconsumo
· Almacenadores de energía dispuestos a la provisión
de servicios auxiliares
· Agregadores5 de recursos
energéticos distribuidos
[...]
5 Decreto No. 43879-MINAE Artículo 5.
Definiciones. Agregador: Es la persona física o jurídica legalmente instituido
ante la Aresep como un agente económico
independiente que, desde el conocimiento y el uso intensivo de la tecnología,
estructura la demanda energética para aportar al abonado
XIV. Que en la sesión extraordinaria 71-2023,
celebrada el 4 de setiembre de 2023, cuya acta fue ratificada el 6 de
setiembre de 2023, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, una vez analizada la solicitud formulada y con
fundamento en el oficio OF-0235-CDR-2023 del 20 de julio de 2023, en el cual se
adjuntó el informe IN-0034-CDR-2023, que corresponde al informe técnico
final de la propuesta del "Procedimiento para determinar la capacidad de
penetración segura de energías renovables variables en el o PDER una serie
de beneficios adicionales, incluyendo la habilitación para
proveer servicios al operador del sistema de distribución de la empresa
eléctrica del abonado. sistema eléctrico nacional", el informe
IN-0033-CDR-2023, que corresponde al informe técnico sobre las respuestas
a las posiciones presentadas en la consulta pública, así como el oficio
OF-0507-DGAJR-2023 del 15 de agosto de 2023 de la Dirección General de
Asesoría Jurídica y Regulatoria, realiza los siguientes ajustes respecto
al informe IN-0033-CDR-2023:
En sección 1.3, página 12, en cuanto a respuesta
dada a COOPELESCA, léase de el párrafo
2 de la siguiente manera:
(...) Respecto a este tema, se elimina lo
referente a facilitar los permisos de licenciamiento y se incluye en el
apartado 2 CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES, se incorpora el siguiente
texto aclaratorio:
"Además, las empresas distribuidoras
deberán brindarle al OS las bases de datos y el modelo del circuito en SIG
con los atributos, datos y formatos que solicite el OS para emitir
criterio no vinculante, con respecto de la aplicación de este
procedimiento, según el artículo 5 inciso f) de la Ley N° 10086.
Es responsabilidad de las empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar
las bases de datos utilizadas para los estudios de cada circuito y
entregar los modelos de los circuitos en SIG debidamente depurados, sin
errores y en el formato que defina el OS." (…)
En sección 2.6.1, página 19, en cuanto a
respuesta dada al ICE, léase el párrafo 3 de la siguiente manera:
"Sin embargo, se considera oportuno agregar
el siguiente texto en el numeral 2 CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES:
"Además, las empresas distribuidoras deberán brindarle al OS las
bases de datos y el modelo del circuito en SIG con los atributos, datos y
formatos que solicite el OS para emitir criterio no vinculante, con
respecto de la aplicación de este procedimiento, según el artículo
5 inciso f) de la Ley N° 10086. Es
responsabilidad de las empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar
las bases de datos utilizadas para los estudios de cada circuito y
entregar los modelos de los circuitos en SIG debidamente depurados,
sin errores y en el formato que defina el OS.", para efectos de
precisión y aclaración."
En sección 2.19, página 35 y 36, en cuanto a la
respuesta dada al ICE, léase de la siguiente manera:
(...) Se modifica el texto para eliminar la
responsabilidad del OS en la realización de los estudios. En cuanto al
establecimiento de plazos al OS para emitir criterio, se le indica al ponente que dicho aspecto será valorado en el
marco de la modificación de los reglamentos técnicos a la Luz de la Ley
No. 10086 y su reglamento.
Basado en esto, se recomienda modificar el
numeral 2 "Consideraciones Generales Aplicables", al sustituir
el párrafo: "Además, las empresas distribuidoras deberán gestionar y
facilitar los permisos de licenciamiento para que el OS pueda
emitir criterio no vinculante con respecto de la aplicación de este
procedimiento, según el artículo 5 inciso f) de la Ley N° 10086." por "Además, las empresas
distribuidoras deberán brindarle al OS las bases de datos y el modelo del
circuito en SIG con los atributos, datos y formatos que solicite el OS
para emitir criterio no vinculante, con respecto de la aplicación de este
procedimiento, según el artículo 5 inciso f) de la Ley N° 10086. Es responsabilidad de las empresas
distribuidoras, y no del OS, resguardar las bases de datos utilizadas para
los estudios de cada circuito y entregar los modelos de los circuitos en
SIG debidamente depurados, sin errores y en el formato que defina el
OS".; así como eliminar la referencia al OS en el numeral 7
"Criterios de Evaluación de Capacidad de Alojamiento".
En consecuencia, a partir de lo argumentado por
el ponente, se observan motivos para modificar la propuesta de este
procedimiento en el sentido descrito, en cuanto a este particular aspecto.
(...)
En sección 3.7 página 45, en cuanto a la
respuesta dada a Cámara de Generación Distribuida, léase el primer párrafo
de la siguiente manera:
"Se aclara al ponente que los tiempos para
la actualización de los estudios empiezan a correr desde la publicación
del último estudio. La actualización de los estudios se realizará
anualmente."
En la sección 4.2. páginas 48 y 49, en cuanto a
la respuesta dada a ESPH, léase el párrafo 3 de la siguiente manera:
(...) Respecto a este tema, se elimina lo
referente a facilitar los permisos de licenciamiento y se incluye en el
apartado 2 CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES, se incorpora el siguiente
texto aclaratorio:
"Además, las empresas distribuidoras
deberán brindarle al OS las bases de datos y el modelo del circuito en SIG
con los atributos, datos y formatos que solicite el OS para emitir
criterio no vinculante, con respecto de la aplicación de este procedimiento,
según el artículo 5 inciso f) de la Ley N°10086. Es responsabilidad de las
empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar las bases de datos
utilizadas para los estudios de cada circuito y entregar los modelos de
los circuitos en SIG debidamente depurados, sin errores y en el formato
que defina el OS." (...)
En sección 4.4, página 49, en cuanto a la
respuesta dada a ESPH, léase el segundo párrafo de la siguiente manera:
(...)Respecto a este tema, tómese nota que post
consulta pública se recomienda, en el apartado 2 CONSIDERACIONES GENERALES
APLICABLES, incorporar el siguiente texto aclaratorio:
"Además, las empresas distribuidoras
deberán brindarle al OS las bases de datos y el modelo del circuito en SIG
con los atributos, datos y formatos que solicite el OS para emitir
criterio no vinculante, con respecto de la aplicación de este
procedimiento, según el artículo 5 inciso f) de la Ley N°10086. Es
responsabilidad de las empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar las
bases de datos utilizadas para los estudios de cada circuito y entregar
los modelos de los circuitos en SIG debidamente depurados, sin errores y
en el formato que defina el OS." (...)
En la sección 4.9. página 53, en cuanto a la
respuesta dada a ESPH, léase de la siguiente manera: "En esta primera
versión de procedimiento la periodicidad para realizar la actualización
del estudio se mantendrá de forma anual, sin que a futuro se pueda valorar
una modificación en función del ritmo de instalación de DER en
los circuitos de distribución y otras condiciones identificadas durante la
aplicación de este instrumento.
En consecuencia, a partir de lo argumentado por
el ponente, no se observan motivos para modificar la propuesta, en cuanto
a este particular aspecto.
"En la sección 5.3. página 55 y 56, en
cuanto a la respuesta dada a CEDET, léase el párrafo 3 de la siguiente
manera:
(...) Respecto a este tema, se elimina lo
referente a facilitar los permisos de licenciamiento y se incluye en el
apartado 2 CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES, se incorpora el siguiente
texto aclaratorio:
"Además, las empresas distribuidoras
deberán brindarle al OS las bases de datos y el modelo del circuito en SIG
con los atributos, datos y formatos que solicite el OS para emitir
criterio no vinculante, con respecto de la aplicación de este
procedimiento, según el artículo 5 inciso f) de la Ley N°10086. Es
responsabilidad de las empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar
las bases de datos utilizadas para los estudios de cada circuito y
entregar los modelos de los circuitos en SIG debidamente depurados, sin
errores y en el formato que defina el OS." (...)
XV. Que por unanimidad de votos de las personas
miembros presentes acuerda, dictar la presente resolución, tal y como se
dispone.
POR TANTO
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE
LOS SERVICIOS
PÚBLICOS
RESUELVE:
I. Dar por recibido, a) el oficio
OF-0235-CDR-2023, del 14 de julio de 2023 en el cual se acogió el informe
IN-0034-CDR-2023 excepto lo indicado en la Sección 6. correspondiente al
informe técnico final del "Procedimiento de capacidad de penetración
de DER por circuito de distribución que se integran con las redes de
distribución del SEN" y sin considerar los cambios catalogados como sustanciales
en el oficio OF-0507-DGAJR-2023 referente al procedimiento contenido en
dicho informe, b) el informe IN-0033-CDR-2023 con los
ajustes indicados en el Considerando XIV de la presente resolución, que
corresponde al informe técnico sobre las respuestas a las posiciones presentadas
en la consulta pública y c) el oficio OF-0507-DGAJR-2023
del 15 de agosto de 2023 de la Dirección General de Asesoría Jurídica y
Regulatoria.
II. Dictar el siguiente "Procedimiento de
capacidad de penetración de DER por circuito de distribución que se
integran con las redes de distribución del SEN", para que se lea de
la siguiente manera:
Índice de contenidos
"PROCEDIMIENTO DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN
DE DER POR CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN QUE SE INTEGRAN CON LAS REDES DE
DISTRIBUCIÓN DEL SEN"
1. GENERALIDADES
...................................................................................................................
36
1.1. Propósito
..................................................................................................................................
36
1.2. Campo de aplicación
..............................................................................................................
37
1.3. Obligaciones de los sujetos de aplicación
........................................................................... 37
2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES
............................................................... 41
3. CARACTERÍSTICAS QUE CUMPLE EL PROCEDIMIENTO
TÉCNICO ................................ 43
4. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN
.................................................................................
45
5. ESTUDIO BASE DE FLUJOS DE POTENCIA Y
CORTOCIRCUITOS ................................... 46
6. ASIGNACIÓN Y SIMULACIÓN DE DER FUTUROS EN EL
CIRCUITO ................................. 47
6.1. Asignación y simulación de DER de gran
escala ................................................................ 47
6.2. Asignación y simulación de DER de pequeña
escala ......................................................... 50
7. CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE CAPACIDAD DE
ALOJAMIENTO .................................. 52
7.1. Aumento de tensiones en régimen permanente
.................................................................. 52
7.2. Variaciones de tensión ...........................................................................................................
52
7.3. Desbalances de tensión:
........................................................................................................
53
7.4. Aumento de acciones de control
...........................................................................................
53
7.5. Sobrecarga de conductores y transformadores
.................................................................. 54
7.6. Reducción de alcance .............................................................................................................
54
7.7. Disparo indebido (sympathetic tripping)
.............................................................................. 56
7.8. Aumento de corriente de falla
................................................................................................
57
7.9. Coordinación fusible - interruptor
........................................................................................
58
8. REPORTE DE RESULTADOS DE CAPACIDAD DE
PENETRACIÓN ................................... 59
9. INCUMPLIMIENTOS
.................................................................................................................
61
10. TRANSITORIO
..........................................................................................................................
61
11. REFERENCIA
...........................................................................................................................
62
8. CONCLUSIONES
......................................................................................................................
63
PROCEDIMIENTO DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN DE DER
POR CIRCUITO DE
DISTRIBUCIÓN QUE SE INTEGRAN CON LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DEL SEN
1. GENERALIDADES
1.1. Propósito
El presente procedimiento establece en detalle
los requisitos técnicos, información y criterios a considerar por las
empresas distribuidoras y el Operador de Sistema (OS) para determinar la
capacidad de penetración (o alojamiento) por circuito de distribución de
recursos energéticos distribuidos (DER) que se integran con las redes de
distribución del SEN sin impactar la calidad y confiabilidad del
servicio eléctrico, tanto a nivel de media tensión (MT) como baja tensión
(BT), de manera que se cumpla con los criterios de seguridad operativa,
así como los criterios de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y
confiabilidad, seguridad y desempeño establecidos en la regulación
nacional y regional vigente.
1.2. Campo de aplicación
Son sujetos de aplicación de este procedimiento:
1) El Operador del
Sistema
2) Las empresas
distribuidoras de energía eléctrica
3) Toda persona física o jurídica que posee u
opere un DER interconectado al SEN que genere o descargue energía
eléctrica almacenada. Este procedimiento no le será aplicable a la
modalidad de operación para la generación distribuida sin entrega de
excedentes a la red
4) Almacenadores de
energía dispuestos a la provisión de servicios auxiliares
5) Agregadores6 de
recursos energéticos distribuidos
6 Decreto No. 43879-MINAE Artículo 5. Definiciones.
Agregador: Es la persona física o jurídica legalmente instituido ante
la Aresep como un agente económico
independiente que, desde el conocimiento y el uso intensivo de la
tecnología, estructura la demanda energética para aportar al abonado o
PDER una serie de beneficios adicionales, incluyendo la habilitación para
proveer servicios al operador del sistema de distribución de la empresa eléctrica
del abonado
1.3. Obligaciones de los sujetos de aplicación
a) Son obligaciones de
los agentes del MEN, PDER, agregadores y participantes del SEN:
i. Cumplir con las
disposiciones que dicte este procedimiento.
ii. Suministrar a las empresas distribuidoras y al
OS, la información técnica que requiere para la aplicación de este
procedimiento en los plazos que estos determinen.
b) Son obligaciones de
las empresas distribuidoras:
i. Elaborar los análisis
y aplicación de criterios establecidos en este procedimiento.
ii. Mantener actualizada la capacidad de
penetración de DER por circuito de distribución que se integran con las
redes de distribución del SEN, conforme los resultados obtenidos de la
aplicación de este procedimiento.
iii. Publicar en sus páginas Web, al menos, las
siguientes características de sus circuitos: tensión nominal de MT,
longitud de línea trifásica, la capacidad instalada de transformación y la
cantidad y capacidad de DER existentes en estos, así como los límites actualizados
de capacidad de penetración por circuito de distribución obtenidos
por medio de la aplicación de este procedimiento.
c) Son obligaciones del
OS:
i. Elaborar los análisis
y aplicación de criterios establecidos en este procedimiento.
ii. Emitir criterio no vinculante ante la Aresep con respecto a la aplicación
del instrumento regulatorio utilizado en el estudio de capacidad de
penetración del circuito, en caso de diferencias entre la empresa
distribuidora, el generador distribuido o cualquier persona física o
jurídica que posee u opera DER.
1.4. Documentos relacionados
1.4.1 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional
-RMER- (Libro III)
1.4.2 Reglamento Técnico de los Servicios
Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)
1.4.3 Procedimiento Integración al SEN de
renovables variables y sistemas de almacenamiento
1.4.4 Procedimiento de Criterios de seguridad
para la planificación, diseño y operación del SEN
1.4.5 Procedimiento para determinar la capacidad
de penetración segura de energías renovables variables en el sistema
eléctrico nacional
1.4.6 Norma técnica "Planeación, Operación
y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional." (AR-NT-POASEN) vigente
1.4.7 Normas y Reglamentos técnicos en materia
de calidad de energía que establezca la Aresep
1.5. Definiciones
Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, MEN
Son agentes del Mercado Eléctrico Nacional:
a) Instituto Costarricense de Electricidad: Responsable de la satisfacción de la demanda nacional
de electricidad. Participa en Generación, Transmisión, Distribución y
Comercialización. Responsable de la Operación del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado y de la Planificación Eléctrica Nacional.
b) Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.:
Participa en generación hasta su propia demanda, distribución y
comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.
c) Generadores Privados: Participan en
generación eléctrica con contrato de compra de energía suscrito con el ICE
por disposición de la Ley N°7200 capítulos I y II.
d) Empresa de Servicios Públicos de Heredia
S.A.: Participa en generación en los términos que autoriza la Ley N° 8345, distribución y comercialización de
electricidad en su zona de concesión legal.
e) Junta Administrativa del Servicio Eléctrico
Municipal de Cartago: Participa en generación en los términos que autoriza
la Ley N° 8345, distribución y
comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.
f) Cooperativas de Electrificación Rural:
Participan en generación en los términos que autoriza la Ley N° 8345, distribución y comercialización de
electricidad en su zona de concesión legal. Siendo actualmente
la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L, la
Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R. L., Cooperativa de Electrificación
Rural de Los Santos R. L., y Cooperativa de Electrificación Rural de
Alfaro Ruiz R. L.
g) Consorcio Nacional de Empresas de
Electrificación de Costa Rica R. L.: Participa en generación de
electricidad en conjunto con las Cooperativas asociadas, de conformidad con
la Ley N° 8345.
h) Usuarios conectados en alta tensión: Abonado
en alta tensión, persona física o jurídica que ha suscrito uno o más
contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en alta tensión.
i) Y otros legalmente autorizados.
Agregador: es la persona física o jurídica legalmente
instituido ante la Aresep como un
agente económico independiente que, desde el conocimiento y el uso
intensivo de la tecnología, estructura la demanda energética para aportar
al abonado o PDER, o un conjunto de ellos, una serie de beneficios
adicionales, incluyendo la habilitación para proveer servicios al operador
del sistema de distribución de la empresa eléctrica del abonado.
Capacidad de penetración o de alojamiento por
circuito: Es la
capacidad máxima de cada circuito eléctrico del SEN para poder aceptar DER
sin que estos afecten su operación y sin afectar la calidad y
confiabilidad del servicio eléctrico por su interacción con la red de
distribución. Una vez que se alcanza esta capacidad instalada, la posibilidad
de efectos adversos en la operación del circuito es alta.
Disparo indebido o falso: se presenta cuando el aporte a corrientes de
falla de los generadores instalados en un circuito provoca el disparo
indebido de su interruptor principal durante una falla en un segundo
circuito que comparte la misma subestación (fuente). Conocido en la
literatura técnica por su término en inglés: sympathetic tripping.
Fuentes de energía renovable: fuentes de energía que están sujetas a
un proceso de reposición natural y que están disponibles en el medio
ambiente inmediato, tales como: la energía del sol, el viento, la biomasa,
el agua, las mareas y olas, y los gradientes de calor natural.
Fuentes de energía renovable variables: fuentes de energía renovable cuya fuente de
energía primaria varía con el tiempo, se caracterizan por
su comportamiento no constante en el tiempo e incierto, dependiente de
las condiciones meteorológicas o hidrológicas, por lo tanto, difícil de
pronosticar con precisión.
Mercado eléctrico Nacional (MEN): ámbito regulado en el que se satisface
la demanda nacional de electricidad. Participan prestadores del servicio
público de electricidad en las etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización, debidamente autorizados por Ley al
efecto. Así como los consumidores conectados en alta tensión.
PDER: toda persona física o jurídica que posee u opere un DER.
Punto de conexión7: Lugar topológico donde
se enlaza la red del usuario con el Sistema Eléctrico Nacional.
7 Norma técnica AR-NT-POASEN, artículo 3 "Definiciones".
Recursos energéticos distribuidos (DER): son tecnologías de generación y
almacenamiento conectadas directamente a la red de distribución,
capaces de inyectar potencia activa a la red. Para efectos de este
procedimiento, únicamente se consideran los sistemas de generación
distribuida para autoconsumo y almacenamiento.
Sistemas de almacenamiento de energía: toda tecnología (eléctrica, magnética, mecánica,
electroquímica o química), con capacidad de manera cíclica de almacenar
energía eléctrica que fue generada en un momento previo, para
su utilización de manera diferida, es decir posterior al momento de
generación. Dentro del almacenamiento de energía se incluyen las centrales
de bombeo.
Sistemas a gran escala: Todos los sistemas de generación distribuida
excluidos de la definición de sistemas a pequeña escala.
Sistemas a pequeña escala8: Se define como sistema a
pequeña escala a todos los medios de generación distribuida para
autoconsumo interconectados con el SEN, con potencia menor o igual a 5.000
kilowatts (5 MW), misma que será revisada cada 3 años por el MINAE.9
8 Decreto N° 43879-MINAE
Reglamento a la Ley N° 10086, Promoción y
regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables,
Capítulo II Del Sistema de Generación Distribuida para Autoconsumo a
Pequeña Escala, Artículo 7.
9 Para efectos de la aplicación de este procedimiento, la
potencia del sistema interconectado corresponde a la suma de la potencia
total de sistema interconectado en un mismo punto de conexión
1.6 Siglas y acrónimos
AMI: Infraestructura de medición avanzada (por sus siglas en
inglés: Advanced Metering Infrastructure).
Aresep: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos de Costa Rica.
BT: Baja tensión
DER: Recursos energéticos distribuidos (por sus siglas en
inglés: Distributed Energy Resources)
MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía
MT: Media tensión
OS: Operador del Sistema
PCPC: Procedimiento de capacidad de penetración por circuito
RMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional
SIG: Sistema de información geográfica.
SCADA: Sistema de adquisición de datos y de control supervisorio (por sus siglas en inglés Supervisory Control and Data Acquisition).
SEN: Sistema Eléctrico Nacional.
2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES
Las capacidades de alojamiento de DER varían a
lo largo del circuito. Estas capacidades no se mantienen constantes en el
tiempo debido a posibles cambios topológicos en este, así como cambios en
carga y generación, la conexión de nuevos DER, entre otros, por lo que por
lo que se debe estimar la capacidad depenetración en
cada circuito con periodicidad anual.
La determinación de la capacidad de penetración
de DER por circuito debe contemplar como mínimo los siguientes análisis:
· Tensión: debe considerar las posibles
variaciones de tensión, condiciones de tensiones altas y bajas en MT y BT,
así como impacto en los equipos de regulación de tensión en el circuito.
· Protección: debe considerar los potenciales
problemas de selectividad y coordinación de las protecciones existentes
debido a cambios en las corrientes de falla por los aportes de los DER.
Los tipos de falla a considerar son: falla trifásica a tierra, monofásica a
tierra, bifásica a tierra y bifásica, con impedancia de falla igual a cero
para todos los casos.
· Cargabilidad: debe considerar las posibles sobrecargas
térmicas tanto en conductores como en transformadores ante un aumento del
flujo de corriente en el circuito por las inyecciones de potencia de los
DER.
Los estudios1011 para estimar la
capacidad de los circuitos para alojar recursos energéticos distribuidos
se basan en simulaciones por computadora de escenarios futuros que modelan
el comportamiento de la red para diferentes niveles de penetración de DER
y así evaluar los efectos de estos recursos en la red.
10 Impact Factors,
Methods, and Considerations for Calculating and Applying Hosting
Capacity. EPRI, Palo Alto, CA:
2018. 3002011009.
11 Nagarajan, Adarsh and Yochi Zakai. 2022. Data Validation
for Hosting Capacity Analyses. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory.
NREL/TP-6A40-81811
Los estudios deben realizarse en un software de
simulación de circuitos de MT y BT con capacidad de realizar cálculos de
flujos de potencia y corrientes de cortocircuito, con y sin DER, para
aplicar los criterios de evaluación que se detallan en este procedimiento.
Indistintamente de la herramienta que decida el sujeto de aplicación, esta
debe satisfacer las necesidades que se detallan en este
instrumento regulatorio.
No obstante, la empresa distribuidora debe
presentar ante la adquisición de una herramienta o software, un análisis
costo beneficio que permita a la Aresep realizar la
valoración de la inversión en el marco de la aplicación tarifaria que realiza
la Intendencia de Energía o el área encargada de fijar las tarifas.
Además, las empresas distribuidoras deberán
brindarle al OS las bases de datos y el modelo del circuito en SIG con los
atributos, datos y formatos que solicite el OS para emitir criterio no
vinculante, con respecto de la aplicación de este procedimiento, según el
artículo 5 inciso f) de la Ley N° 10086. Es
responsabilidad de las empresas distribuidoras, y no del OS, resguardar
las bases de datos utilizadas para los estudios de cada circuito y
entregar los modelos de los circuitos en SIG debidamente depurados, sin
errores y en el formato que defina el OS.
Cada empresa de distribución de energía
eléctrica debe extraer de sus sistemas de información geográficos la
información de los elementos del circuito para la posterior inclusión en
el software de simulación. En consecuencia, cada empresa distribuidora
debe contar con un modelado depurado y estandarizado de sus circuitos de
distribución, que permita estimar la capacidad de alojamiento de los DER.
Cada empresa distribuidora deberá estimar la
capacidad de penetración en cada circuito para DER de gran escala y de
pequeña escala. Para evaluar DER de gran escala se deben considerar
asignaciones en diferentes nodos trifásicos de MT a lo largo del circuito,
uno a la vez, mientras que para el caso de pequeña escala se deben
considerar múltiples nodos de MT y BT de manera simultánea. En este
segundo caso, los DER se deben asignar a partir de la ubicación y
distribución de la carga actual en el circuito.
Los resultados de capacidad de penetración de
DER deben guardarse en el sistema de información geográfica para la
posterior generación y publicación de los mapas de capacidad de
penetración. Dentro de los principales factores que definen la cantidad de
DER que pueden ser instalados en un circuito de distribución se
encuentran:
a)
Localización y
comportamiento de la demanda del circuito.
b) Localización y
comportamiento de las inyecciones de potencia en el circuito.
c) La topología y
características del circuito.
Dado que todos los circuitos tienen
características particulares, la capacidad de alojamiento en cada circuito
es propia y no necesariamente será similar a otro circuito,
indistintamente de compartir el mismo nivel de tensión nominal o
poseer una longitud similar. Por esto, los estudios de capacidad de
alojamiento deben realizarse para cada circuito de manera independiente.
3. CARACTERÍSTICAS QUE CUMPLE EL PROCEDIMIENTO
TÉCNICO
Transparente y abierto: el procedimiento técnico sirve de guía clara y
abierta para que pueda ser analizada por terceros en términos de supuestos
utilizados, ventajas, desventajas y posibilidades de mejora, ya que estos
análisis y métodos están en constante evolución.
Repetible y consistente: es repetible pues deberá aplicarse cada cierto
tiempo por las modificaciones de los circuitos, a saber: capacidad
instalada, demanda y cambios topológicos. Además, tiene la capacidad de
ser aplicado por cada una de las empresas de distribución de energía
eléctrica.
Disponible: está basado en información disponible de las
empresas eléctricas, entre ellas el modelo del circuito en SIG, los
registros de mediciones, cálculos de corrientes de falla en subestación y
registros de AMI.
Escalable y eficiente: permite la escalabilidad para analizar sistemas
de distribución completos, con capacidad de producir los resultados
deseados con poco o ningún desperdicio (en cuanto a tiempo u otros
recursos).
Considera todas las ubicaciones de DER: la ubicación de los DER en el circuito es
uno de los principales factores que impactan la capacidad de alojamiento.
Por esto, todas las secciones del circuito deben ser evaluadas12 y
se consideran potenciales puntos de instalación tanto a nivel de MT como
BT.
12 San Diego Gas and
Electric Company, "Module 3, Pre-Commercial Demonstration of the EPRIDRIVE Tool" 2017.
Este procedimiento se debe aplicar para una sola
topología del circuito en condiciones normales de operación. Si se desea
analizar la capacidad de alojamiento para diferentes configuraciones
topológicas del circuito, por ejemplo, en condiciones de respaldo, las
empresas eléctricas y/o el OS podrán repetir el análisis para cada uno de
los casos.
La Figura 1 muestra el diagrama general del
procedimiento técnico para estimar la capacidad de alojamiento de DER en
los circuitos de distribución:
Figura 1. Diagrama general del PCPC
Fuente: Informe final del servicio profesional
asociado a contratación 2020CD-000439-0000400001 CENCE-UCR [2]
El procedimiento se divide en cuatro etapas que
se detallan en este procedimiento.
La primera se relaciona con la información
requerida para realizar el estudio de capacidad de penetración. La segunda
etapa consiste en el estudio base del circuito para simular y representar
la condición actual del circuito de distribución por medio de cálculos de
flujos de potencia y cortocircuitos. Este estudio base se usa para comparar
la condición actual contra las condiciones del circuito a mayores
niveles de penetración de DER. La tercera etapa consiste en la asignación
y simulación de DER futuros en el circuito de distribución y la aplicación
de los criterios de evaluación. La última etapa consiste en el reporte de
resultados y la creación de los mapas de capacidad de penetración del
circuito.
4. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN
El modelado del circuito en el software de
simulación se obtiene a partir de la información disponible en el SIG de
cada empresa distribuidora. Se deben modelar todos los elementos de media
y baja tensión, entre ellos: líneas aéreas y subterráneas, elementos de
protección y seccionamiento, elementos de regulación de tensión,
transformadores, recursos distribuidos existentes, acometidas y cargas.
La empresa distribuidora debe seleccionar un día
y hora del año calendario previo a la realización del estudio para
representar la condición actual del circuito. La selección del día, sea
uno típico o crítico, y la hora a evaluar queda a criterio técnico de la
empresa distribuidora. Se utilizarán los registros en SCADA de la
potencia activa y reactiva y la tensión, todas medidas en la cabecera del
circuito.
La empresa distribuidora podrá utilizar
información de medidores inteligentes, curvas de carga típicas u otros
algoritmos de asignación de carga para representar la demanda de las
cargas (servicios).
En el caso de que el circuito ya tenga DER
instalados, de gran o pequeña escala, se debe asignar la potencia activa y
reactiva de salida de cada DER a la hora seleccionada, según mediciones
disponibles de las inyecciones del DER, o en su defecto por estimaciones
de potencia de salida según la potencia nominal de cada DER. Los sistemas
de almacenamiento de energía ya instalados en el circuito deben modelarse
en modo de descarga a potencia activa nominal y factor de
potencia unitario.
Para efectos de este procedimiento, los DER que
hayan sido autorizados para conectarse al circuito, pero que aún no lo
hicieron antes de la fecha de realización del estudio, deben ser tomados
en cuenta en el modelado del circuito como si fueran DER ya instalados
(existentes) y en operación.
Para los estudios de cálculo de fallas, la
empresa distribuidora deberá utilizar los datos de corrientes de
cortocircuito monofásica y trifásica en la salida del circuito.
En caso de no contar con esta información, debe
ser solicitada al Instituto Costarricense de Electricidad. Además, se debe
recolectar la potencia nominal en kVA de
los DER ya instalados y en el caso de ser generadores síncronos se deben
utilizar las impedancias de las máquinas para los estudios de cálculo
de corrientes de cortocircuito.
5. ESTUDIO BASE DE FLUJOS DE POTENCIA Y
CORTOCIRCUITOS
Para la aplicación de este procedimiento
técnico, se parte de un estudio base de flujos de potencia, el cual
representa las condiciones actuales del circuito en condiciones normales
de operación. Además del modelo del circuito, se debe utilizar como datos
de entrada la potencia activa y reactiva y la tensión medidas en la
cabecera del circuito para el día y hora seleccionados. Los DER existentes
deben simularse con la potencia activa y reactiva de salida en la hora
y día seleccionados y los equipos reguladores de tensión instalados en el
circuito deben modelarse bloqueados para una derivación o etapa
específica, o sea sin capacidad de controlar tensión automáticamente.
Para el estudio base de flujos de potencia se
deben simular dos escenarios:
· Un primer escenario donde se toman en cuenta las
inyecciones de los DER instalados (o existentes) en el circuito. De la
solución de este estudio de flujos de potencia se deben registrar las
tensiones en todos los nodos del circuito, tanto de MT como BT, así como
el nivel de carga en todas las líneas, transformadores y reguladores de
tensión en el circuito.
· Un segundo escenario donde la potencia activa y
reactiva de salida de los DER se fija en cero y las cargas del circuito
mantienen la misma demanda que en el flujo de potencia anterior. De la
solución de este estudio de flujos de potencia solo se necesita registrar
la tensión en todas las barras del circuito, tanto de MT como BT.
Para el estudio base de cálculo de corrientes de
cortocircuitos, siempre se debe considerar el aporte de corrientes de
falla monofásicas y trifásicas de la red de transmisión. Estos son los
datos de entrada en el cálculo de corrientes de cortocircuito.
El aporte a corrientes de falla de generadores
síncronos ya instalados en el circuito dependerá de las impedancias de
dichos generadores, mientras que los recursos distribuidos conectados a la
red por inversores deben modelarse como fuentes con aporte máximo a
corrientes de falla de 1,2 veces su corriente nominal. Se permite usar
otro valor de aporte máximo si se justifica y respalda técnicamente
la modificación.
Los estudios de cortocircuito del estudio base
deben considerar fallas balanceadas y desbalanceadas en los nodos de MT
más cercanos a los elementos de protección y en los extremos finales de
las zonas de protección, según lo detallado en los criterios de
evaluación. No se deben evaluar fallas localizadas a nivel de BT, pero sí
el aporte de recursos distribuidos en este nivel de tensión. Para cada
ubicación y para cada tipo de falla (trifásica a tierra, monofásica a
tierra, bifásica a tierra y bifásica) se deben registrar las corrientes
que pasan por los elementos de protección durante la evaluación de cada
falla.
Los criterios que necesitan la comparación con
el caso base son a) variaciones de tensión, b) aumento de acciones de
control, c) reducción de alcance, d) aumento de corrientes de
cortocircuito y e) coordinación fusible-interruptor. De estos 5 solo
los de protecciones se comparan contra las condiciones actuales del circuito
(caso base con DER).
Esto tiene como fin alertar a la empresa
distribuidora de la necesidad de revisar los esquemas de protección cuando
la capacidad de penetración de DER llegue a ser tal que las corrientes de
falla pasantes por los elementos de protección cambien considerablemente
con respecto de la condición actual.
Dado que las empresas distribuidoras revisan y
actualizan los esquemas de protección de sus circuitos, no se justifica
compararlo con corrientes de falla disponibles en años anteriores cuando
no había DER en el circuito.
6. ASIGNACIÓN Y SIMULACIÓN DE DER FUTUROS EN EL
CIRCUITO
La asignación y simulación de los DER futuros
dependerá si se analiza el caso de gran o pequeña escala.
6.1. Asignación y simulación de DER de gran
escala
Este método asigna DER a los nodos trifásicos de
MT que se encuentren a una distancia predefinida, iniciando desde la
subestación hasta el final del circuito. La empresa distribuidora definirá
una distancia entre nodos no mayor a 300 metros, además debe considerar al
menos 10 nodos trifásicos distribuidos a lo largo del circuito.
La Figura 2 esquematiza la asignación de los DER
para los diferentes nodos seleccionados. Para cada nodo evaluado se
incrementa la potencia de salida del DER en pasos fijos de 250 kW para
circuitos de 13,2 kV y 13,8 kV, 500 kW para circuitos de 24,9 kV y 1000 kW
para circuitos a 34,5 kV, y se realizan corridas de flujos de potencia y
cortocircuitos mientras se revisa el cumplimiento de los criterios de
evaluación. No se avanza ni se asigna DER al siguiente nodo seleccionado
hasta encontrar la capacidad de alojamiento en el nodo actual, pues el
procedimiento consiste en analizar un nodo a la vez.
Para efectos de los cálculos de flujos de
potencia, los DER asignados deben modelarse como fuentes de potencia
activa a factor de potencia unitario y sin capacidad de controlar tensión.
Figura 2. Asignación de DER en circuito de
distribución para diferentes niveles de Alojamiento
La capacidad en kVA del
DER simulado no debe ser inferior a la potencia activa asignada en cada
paso de penetración. Como los DER se instalan a nivel de MT, también se
debe modelar un transformador trifásico con una capacidad en kVA igual a la del DER. El transformador se debe
modelar en conexión estrella aterrizada - estrella aterrizada pues es la
que permite el mayor aporte del DER a cualquier falla en el lado de MT,
siendo este el caso más crítico.
Para analizar los criterios de evaluación de
protecciones, la empresa distribuidora debe realizar el estudio para
generadores síncronos y para DER conectados a la red por medio de
inversores. En el primer caso, se deben usar impedancias típicas de
cortocircuito de un generador síncrono. En el segundo caso, el DER se
debe modelar como una fuente con aporte máximo de falla de 1,2 veces su
corriente nominal. Se permite usar otro valor de aporte máximo si se
justifica y respalda técnicamente la modificación.
La Figura 3 muestra el diagrama de flujo del
método de asignación y simulación de DER futuros de gran escala. Se
comienza con la creación del modelo del circuito y el estudio base de
cálculo de flujos de potencia y cortocircuitos. Seguidamente, se escogen
los nodos de MT que albergarán los DER según la distancia seleccionada por
la empresa distribuidora para cumplir con el número mínimo de nodos
por evaluar.
Para el primer nodo seleccionado, se asignan los
primeros kW al DER respectivo y se realizan las simulaciones de flujos de
potencia y cortocircuitos para este nivel de penetración de DER y se
revisa el cumplimiento de los criterios de evaluación. Si no hay
problemas, se aumenta la asignación de potencia en el nodo hasta encontrar
un incumplimiento. La capacidad de alojamiento en dicho nodo será la mayor
potencia en kW del DER que sí cumple con los criterios de evaluación.
Luego, se elimina el DER y su transformador en
el nodo y se evalúa la capacidad de alojamiento en el siguiente nodo. El
procedimiento se repite hasta encontrar las capacidades de alojamiento en
todos los nodos trifásicos de MT candidatos a alojar los DER, según la
distancia seleccionada.
Figura 3. Diagrama de flujo de método para
analizar DER de gran escala
Fuente: Informe final del servicio profesional
asociado a contratación 2020CD-000439-0000400001 CENCE-UCR [2]
6.2. Asignación y simulación de DER de pequeña
escala
Para analizar la capacidad de alojamiento de DER
de pequeña escala en varias localizaciones del circuito y de manera
simultánea, se asignan los DER a partir de a) la ubicación y distribución
de carga actual en el circuito13 o b) de
manera estocástica. En el caso b) se deben considerar múltiples
simulaciones hasta alcanzar una buena representación estadística.
13 Impact Factors, Methods,
and Considerations for Calculating and Applying Hosting Capacity. EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002011009.
El nivel de penetración, medido en kW, debe
incrementarse progresivamente para revisar el cumplimiento de los
criterios de evaluación en MT y BT. Los DER deben ubicarse en todos los
puntos de carga de MT y en el lado de BT de todos los transformadores de distribución
del circuito o bien de manera estocástica. Para un nivel de penetración
por evaluar, la potencia debe distribuirse en los puntos donde se ubicaron
los nuevos DER. La capacidad en kVA de cada
DER simulado no debe ser inferior a la potencia activa asignada al DER en
cada paso de penetración.
La asignación de potencia en los DER ubicados en
el lado de BT de cada transformador de distribución existente no debe
superar la capacidad nominal del transformador.
En el caso de nodos de carga de MT, el DER debe
conectarse por medio de un transformador trifásico o monofásico según
corresponda, con una capacidad en kVA igual
a la del DER. Si el transformador es trifásico, la conexión debe ser
estrella aterrizada - estrella aterrizada.
Para los estudios de flujos de potencia, todos
los DER futuros se deben modelar como fuentes de potencia activa a factor
de potencia unitario sin control de tensión. Además, los equipos
reguladores de tensión deben mantener la misma derivación o etapa usada en
el estudio base.
Para los estudios de cortocircuito, los DER
futuros se deben modelar con aporte máximo de falla de 1,2 veces su corriente nominal. Se permite usar
otro valor de aporte máximo si se justifica y respalda técnicamente la
modificación.
Si la simulación para un nivel de penetración de
DER es tal que uno o varios de los circuitos de BT incumplen con alguno de
los criterios de evaluación, esos secundarios no serán candidatos para
alojar más potencia de DER en la simulación, pero mantendrán la capacidad
de DER antes del incumplimiento.
El incumplimiento de al menos un criterio de
evaluación en MT resultará en la finalización de la simulación y la
capacidad de penetración en el circuito será la última suma de capacidades
de DER antes de encontrar el incumplimiento.
La Figura 4 muestra el diagrama de flujo del
método de asignación y simulación de DER futuros de pequeña escala. El
análisis inicia con el estudio base de donde se calculan los flujos de
potencia y corrientes de cortocircuito para la condición actual del circuito.
Después se ubican y asignan potencias a los DER futuros según
la distribución y ubicación de carga actual en el circuito o con el método
estocástico seleccionado.
Después se simula el escenario con los DER
futuros para el nivel de penetración de interés y se revisa el
cumplimiento de los criterios de evaluación. Esto se repite para los
diferentes niveles de penetración hasta llegar a la capacidad de DER
máxima por evaluar o hasta que ya no es posible instalar más DER según los
criterios de evaluación. Como se mencionó anteriormente, el incumplimiento
de un criterio a nivel de BT conlleva a la imposibilidad de asignar más
potencia a los DER de dicho secundario. Por el contrario, el
incumplimiento de un criterio de MT resultará en la finalización de la simulación.
Figura 4. Diagrama de flujo de método para
analizar DER de pequeña escala
Fuente: Informe final del servicio profesional
asociado a contratación 2020CD-000439-0000400001 CENCE-UCR [2]
7. CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE CAPACIDAD DE
ALOJAMIENTO
Las empresas distribuidoras deberán verificar
que la integración de DER en cada uno de sus circuitos no interfiera con
el cumplimiento de los requisitos de calidad, cantidad, oportunidad,
continuidad y confiabilidad necesarios para prestar en forma óptima, este
servicio público sujeto a regulación, de conformidad con el artículo 4 inciso
d) de la Ley N° 7593, y los artículos 5, 6
y 11 de la Ley N° 10086.
Con el fin de estimar la capacidad de
alojamiento de DER en sus circuitos de distribución, las empresas
distribuidoras deberán considerar criterios de evaluación de tensiones,
acciones de control, térmicos y de protecciones. Según los
equipos existentes en los circuitos de distribución y las actualizaciones
de la coordinación de las protecciones respectivas, los criterios de
acciones de control y protecciones podrían ser no considerados, como se
explica a continuación:
7.1. Aumento de tensiones en régimen permanente
Las empresas distribuidoras de energía eléctrica
deben mantener la tensión de los clientes en ±5% de la tensión nominal
durante la mayor parte del tiempo, según lo estipulado en la norma ANSI
C84.1 y el reglamento técnico AR-NT-SUCAL en su versión vigente.
El criterio de evaluación de la tensión de
régimen permanente en los estudios de alojamiento a considerar es que la
tensión en todos los nodos de MT y BT no debe superar el valor de
1,05 p.u. Para aplicar este criterio, se
realizan las simulaciones de flujos de potencia con DER futuros en los
diferentes niveles de penetración evaluados y se revisa que la tensión en
todos los nodos de media y baja tensión no supere 1,05 p.u.
7.2. Variaciones de tensión
Las variaciones de la potencia de los DER
conllevan a fluctuaciones rápidas de la tensión que pueden provocar
interrupción de equipo sensible de algunos clientes o la operación más
frecuente de equipos reguladores de tensión.
La fluctuación máxima permitida es ±3% a nivel
de MT, de acuerdo con el documento 1453-2015 de prácticas recomendadas de
la IEEE14. Para circuitos en BT, la desviación máxima15 permitida
es de ±5%.
14 IEEE Power and
Energy Society, IEEE Recommended Practice for the Analysis of
Fluctuating Installations on Power Systems, vol. 2015. 2015.
15 Distributed
Photovoltaic Feeder Analysis Preliminary Findings from Hosting Capacity
Analysis of 18 Distribution Feeders, EPRI,
2013
Para aplicar este criterio, se calcula la
diferencia existente entre la magnitud de tensión con y sin DER (estudio base
para el escenario b) de flujos de potencia) para todos los nodos del
circuito. Si la desviación de tensión es inferior a 3% para nodos en MT y
5% para nodos en BT, el nivel de penetración de DER es permitido.
7.3. Desbalances de tensión:
El desbalance de cargas entre fases se convierte
en un problema de calidad de energía cuando el desbalance de tensión es
mayor que cierto umbral. El desbalance de tensión conduce a pérdidas
adicionales, calentamiento y falla prematura de motores de inducción y
transformadores, que afectan a la empresa de energía eléctrica y a sus
clientes.
El desbalance de tensión se puede calcular como
a) el cociente del valor absoluto de la mayor diferencia entre cualquiera
de los valores de tensión fase a fase y el valor promedio de las tensiones
fase a fase16 o b) como el cociente de la tensión
de secuencia negativa y de secuencia positiva17.
16 Supervisión de la calidad del
suministro eléctrico en baja y media tensión AR-NT-SUCAL
17 IEEE Recommended
Practice for Monitoring Electric Power Quality, IEEE Power and Energy Society. la banda de tensión establecida para
dichos equipos, con el fin de asegurar que las fluctuaciones de tensión en
el nodo controlado no resultarán en una operación más frecuente de dichos
equipos y la posible reducción de su vida útil.
El criterio de evaluación consiste en determinar
la capacidad instalada de DER que resulta en desbalances de tensión de
barras trifásicas de MT o BT superiores a 3%.
Para aplicar este criterio, se calcula el
desbalance de tensión en todos los nodos trifásicos del circuito, tanto en
MT como en BT, para las simulaciones con DER futuros.
Si el desbalance en todas las barras trifásicas
es menor al 3%, el nivel de penetración de DER es permitido.
7.4. Aumento de acciones de control
En los puntos donde se encuentran equipos de
control de tensión como reguladores de tensión o bancos de capacitores
controlados automáticamente, la desviación de tensión máxima permitida en
el nodo controlado se establece como la mitad (½) de
Para aplicar este criterio, se calcula la
diferencia existente entre la magnitud de tensión con y sin DER (estudio
base para el escenario b) de flujos de potencia) en los nodos cuya tensión
está directamente controlada por bancos de capacitores y reguladores de
tensión. Si la diferencia es inferior a la mitad de la banda de control de
tensión de dichos equipos, el nivel de penetración de DER es permitido.
Este criterio no es aplicable en circuitos de
distribución que no cuentan con reguladores de tensión o bancos de
capacitores controlados automáticamente.
7.5. Sobrecarga de conductores y transformadores
El criterio de evaluación consiste en determinar
la capacidad instalada de DER que impliquen corrientes superiores al 100%
de la ampacidad de los conductores a 60 C o la capacidad de los
transformadores de distribución debido a los flujos inversos.
Para aplicar el criterio se revisa si el nivel
de penetración de DER futuro no conlleva a corrientes en conductores que
exceden las ampacidades respectivas. En tal caso, el nivel de penetración
de DER es permitido.
Análogamente a la revisión de sobrecarga de
conductores, se revisa el nivel de carga de los transformadores para las
simulaciones con DER futuros. Si la potencia pasante en los
transformadores no excede su valor nominal, el nivel de penetración de DER
es permitido.
7.6. Reducción de alcance
Un elemento de protección, por ejemplo, un
interruptor (simbolizado en las figuras como B), experimentará una
reducción de alcance cuando la contribución de los DER a la falla provoque
una reducción de la corriente pasante por dicho elemento.
La reducción de alcance es de esperar cuando los
DER con aporte a fallas se encuentran localizados entre el elemento de
protección y la falla (Ver Figura 5).
El criterio de evaluación consiste en determinar
la capacidad instalada de DER que, en caso de que ocurra una falla en el
extremo final de un ramal, circuito o zona de protección, conlleva a una
reducción considerable de la corriente pasante por el elemento de
protección ubicado aguas arriba, y que podría llevar a retardos
del disparo o a la incapacidad del relé de protección de detectar la
falla.
El criterio se evalúa al simular fallas en el
nodo más lejano aguas abajo y en el nodo más lejano de la zona de
protección de los interruptores y reconectadores del circuito.
Se debe registrar la corriente pasante por el elemento de protección
durante la falla con DER futuros y compararlo con el resultado de las
corrientes pasantes obtenido en el estudio base de cortocircuitos. Si la
disminución de la corriente pasante por todos los interruptores y reconectadores es inferior a 10%, el nivel
de penetración de DER es permitido18.
18 Distributed
Photovoltaic Feeder Analysis Preliminary Findings from Hosting Capacity
Analysis of 18 Distribution Feeders, EPRI,
2013.
La evaluación de este criterio no es necesario
en el estudio de capacidad depenetración de
DER si la empresa distribuidora realiza actualizaciones semestrales a los
ajustes de las protecciones que aseguran la selectividad y coordinación
del sistema de protecciones.
Figura 5. Ilustración de reducción de alcance de
interruptor por aporte de DER a corrientes de falla.
Fuente: Informe final del servicio profesional
asociado a contratación 2020CD-000439-0000400001 CENCE-UCR [2]
7.7. Disparo indebido (sympathetic tripping)
Se considera que este tipo de disparo se puede
dar si se cumplen las siguientes condiciones:
· Dos o más circuitos alimentados por la misma
fuente.
· Presencia de DER con alta contribución a
corrientes de falla.
Figura 6. Ejemplo de disparo indebido de interruptor B1
Fuente: Informe final del servicio profesional
asociado a contratación 2020CD-000439-0000400001 CENCE-UCR [2]
El disparo indebido del interruptor en la
cabecera de un circuito puede darse cuando el aporte de corriente desde el
alimentador con DER hacia otro circuito fallado excede la corriente de
disparo (pick-up) del interruptor. Como se muestra en la Figura 6, el relé
del interruptor B1 en C1 detecta una corriente de falla, que ocurre en C2,
y abre en interruptor B1 indebidamente.
El criterio de evaluación consiste en determinar
la capacidad de DER en el circuito que provocaría una corriente pasante
igual a la corriente de disparo (pick-up) del relé 51P y 51N del
interruptor principal, debido al aporte de corriente de los DER a una
falla externa al circuito. Para evaluar este criterio, se deben simular fallas
al final de una línea trifásica aérea de MT de 100 metros de longitud que
se conecta en paralelo al circuito bajo estudio19. Esta línea
representará el circuito externo.
19 Determining the Impact
of Steady-State PV Fault Current Injections on Distribution Protection, Sandia National Laboratories, 2016
La evaluación de este criterio no es necesario
en el estudio de capacidad de penetración de DER si el interruptor
principal tiene activado el relé de sobrecorrientes direccional
con capacidad de discriminar fallas aguas arriba o aguas abajo del
interruptor.
7.8. Aumento de corriente de falla
El incremento de las corrientes de falla que
circulan por los elementos de protección dependerá de la ubicación de los
DER con respecto a dichos elementos y la falla.
La Figura 7 muestra una condición de reducción
de alcance para el interruptor B, pero un aumento de la corriente de falla
que ve el relé del reconectador R por
una falla aguas abajo.
Figura 7. Aumento de la corriente de falla a
través del elemento de protección R por el aporte de DER ubicados entre el
elemento y la subestación
El criterio de evaluación por aumento de
corriente de falla consiste en identificar la capacidad de DER que
provocaría un aumento máximo permitido de la corriente de falla en
cualquier elemento de protección a nivel de MT (interruptores, reconectadores y fusibles). Para esto se deben evaluar
las corrientes de falla que circulan (hacia adelante) a través de cada
elemento de protección, como se ilustra en la Figura 7.
Para evaluar este criterio se simulan fallas en
el nodo más cercano dentro de la zona de cada elemento de protección. Se
debe registrar la corriente pasante por dicho elemento durante la falla
con DER futuros y compararlo con el resultado de las corrientes pasantes
obtenido en el estudio base de cortocircuitos. Si el aumento de la corriente
pasante no supera el 10%, el nivel de penetración de DER es permitido20.
20 Distributed
Photovoltaic Feeder Analysis Preliminary Findings from Hosting Capacity
Analysis of 18 Distribution Feeders, EPRI,
2013
La evaluación de este criterio no es necesario
en el estudio de capacidad de penetración de DER si la empresa
distribuidora realiza actualizaciones semestrales a los ajustes de las
protecciones que aseguran la selectividad y coordinación del sistema de
protecciones.
7.9. Coordinación fusible - interruptor
En presencia de DER, las corrientes de corto
circuito pueden variar al punto que un esquema salva fusibles se puede
perder. El criterio de evaluación se determina al encontrar la instalación
de DER que hace que el aumento de la corriente de cortocircuito en el
fusible de interés menos el aumento de la corriente en el interruptor
(o reconectador) aguas arriba sea superior a un
umbral dado.
La evaluación de este criterio no es necesario
en el estudio de capacidad de penetración de DER si no se utiliza el
esquema salva fusible en el circuito o si la empresa distribuidora realiza
actualizaciones semestrales a los ajustes de las protecciones que aseguran
la coordinación del esquema salva fusible.
8. REPORTE DE RESULTADOS DE CAPACIDAD DE
PENETRACIÓN
En el caso de capacidad de alojamiento de DER de
gran escala, los resultados deben presentarse en una capa en SIG con los
nodos evaluados, así como la capa de líneas de MT del circuito superpuesta
a una capa tipo ráster de distritos. El reporte para DER de gran escala no
provee la capacidad de alojamiento de todo el circuito, sino que da
información de la capacidad de alojamiento en los nodos de MT trifásicos
evaluados.
En el caso de DER de pequeña escala se deben
reportar las capacidades obtenidas en todos los transformadores de
distribución y en las cargas de MT. Con este análisis sí se reporta la
capacidad de alojamiento en el circuito porque los DER se instalan de
manera simultánea a lo largo de todo el circuito.
Los mapas de capacidad de alojamiento de DER de
pequeña escala deben mostrar las capas vectoriales de las líneas de MT, de
cargas de MT y de los transformadores de distribución con los resultados
obtenidos, superpuestas a una capa tipo raster de distritos.
Los mapas de capacidad de penetración de DER, de
gran o pequeña escala, deben incluir, al menos, el nombre y número de
identificación del circuito, los puntos cardinales, la ubicación de la
subestación que alimenta el circuito y una leyenda con la escala de
colores utilizada para identificar las diferentes capacidades
de penetración a lo largo del circuito de distribución. Esta escala debe
especificarse en unidades de kilowatts.
Los mapas deben publicarse en la página de la
empresa de distribución, en una sección que indique ‘Mapas Capacidad de Penetración
DER.
Para cada circuito analizado, la empresa
distribuidora debe publicar una tabla resumen con los parámetros y criterios de
evaluación considerados en el estudio del circuito. La tabla resumen debe
mostrar, al menos, la siguiente información.
Tabla
1. Tabla resumen para circuito XYZ, tensión nominal XX,X
kV.
|
Clasificación
|
Parámetro
|
Valor
|
|
Datos del
circuito
|
Tensión de la
cabecera
|
|
|
Día evaluado
|
|
|
Hora evaluada
|
|
|
Corriente
cortocircuito 3F
|
|
|
Corriente
cortocircuito 1F
|
|
|
Criterios de
tensión
|
Tensión
máxima permitida
|
|
|
Desviación
máxima de tensión en baja tensión
|
|
|
Desviación
máxima de tensión en media tensión
|
|
|
Desviación
máxima de tensión en nodos controlados
|
|
|
Desbalance
máximo de tensión en nodos trifásicos de MT Y BT
|
|
|
Criterios
térmicos
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Nivel máximo
de carga de conductores
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Nivel máximo
de carga en transformadores
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Criterios de
dispositivos de protección
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Aumento
máximo de corriente de falla
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Umbral máximo
para esquema salva fusible
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Máxima
reducción de alcance
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Corriente de
disparo relé 51P
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Corriente de
disparo relé 51 N
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Parámetros de
simulación en integración de DER de pequeña escala
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Paso máximo
de nivel de penetración de DER pequeña escala
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Máxima
capacidad de DER de pequeña escala a simular
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Aporte de DER
a corriente de cortocircuito, con respecto corriente nominal
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Parámetros de
simulación en integración de DER de gran escala
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Paso máximo
de nivel de penetración de DER de gran escala
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Número de
nodos de MT trifásicos evaluados
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Aporte de DER
a corriente de cortocircuito, con respecto corriente nominal
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Redacta subtransitoria de generador síncrono
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Herramienta
computacional
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Sofware
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Versión
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9. INCUMPLIMIENTOS
En caso de presentarse
incumplimientos por parte de los sujetos de aplicación respecto a lo
establecido en este procedimiento, Aresep debe
tomar las medidas que corresponda de acuerdo con las leyes y reglamentación
vigentes.
10. TRANSITORIO
A partir de la entrada en
vigor del presente procedimiento, se otorga a las empresas distribuidoras de
energía eléctrica un plazo máximo de 24 meses para realizar los análisis,
estudios, simulaciones y modelaciones para implementar este procedimiento y para
poner a disposición en el sitio web de la empresa distribuidora la capacidad de
penetración de DER en todos sus circuitos.
Las empresas deberán
presentar los resultados de capacidad de alojamiento para al menos 10% de sus
circuitos en un plazo máximo de 6 meses, al menos 40% de sus circuitos en un
plazo máximo de 12 meses, al menos 70% de sus circuitos en un plazo máximo de
18 meses y el 100% de sus circuitos en el plazo de 24 meses, todos contados
desde la entrada en vigor del presente procedimiento. La empresa deberá
priorizar los estudios para los circuitos que actualmente no admiten generación
distribuida por el criterio aplicado antes de la Ley N°.
10086.
Mientras transcurre el
plazo recién indicado, para determinar la capacidad máxima de sistemas de DER
conectados en un mismo circuito, se podrá utilizar como criterio de capacidad
máxima no exceder21 el quince por ciento (15%) de la demanda
máxima del circuito registrada el año calendario anterior. 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.
21 Alternatives to the 15% Rule: Final
Project Summary. EPRI, Palo Alto, CA: 2015.
3002006594.
11. REFERENCIA
[1] Resultados del servicio
profesional para determinar la capacidad de integración de recursos
distribuidos en los circuitos de distribución del sistema eléctrico nacional de
Costa Rica: Informe final, anexos, manuales, herramienta y demás productos
generados y relacionados para determinar la capacidad de alojamiento de
recursos energéticos distribuidos en los circuitos de distribución del Sistema
Eléctrico Nacional, derivados de la contratación 2020CD-000439-0000400001
firmada entre la Universidad de Costa Rica y el Centro Nacional de Control de
Energía.
[2]Informe final del
servicio profesional para determinar la capacidad de integración de recursos
distribuidos en los circuitos de distribución del sistema eléctrico nacional de
Costa Rica. Contratación 2020CD-000439-0000400001.
[3]Impact Factors, Methods, and Considerations for Calculating and Applying Hosting Capacity.
EPRI, Palo Alto, CA: 2018. 3002011009.
[4]Nagarajan, Adarsh and Yochi Zakai. 2022. Data Validation for Hosting Capacity Analyses. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory.
NREL/TP-6A4081811
[5]San Diego Gas and
Electric Company, “Module 3, Pre-Commercial Demonstration of the EPRI DRIVE Tool” 2017.
[6]IEEE Power and Energy Society,
IEEE Recommended Practice for the Analysis of Fluctuating Installations on Power Systems,
vol. 2015. 2015. [7] Distributed Photovoltaic Feeder Analysis Preliminary Findings from Hosting Capacity Analysis of 18 Distribution Feeders,
EPRI, 2013.
[7]Distributed Photovoltaic Feeder Analysis Preliminary Findings from Hosting Capacity Analysis of 18 Distribution Feeders,
EPRI, 2013.
[8]Supervisión de la
calidad del suministro eléctrico en baja y media tensión ARNT-SUCAL
[9]IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality,
IEEE Power and Energy Society.
[10]Determining the Impact of Steady-State PV Fault Current Injections on Distribution Protection,
Sandia National Laboratories,
2016
11]Alternatives to the 15% Rule: Final
Project Summary. EPRI, Palo Alto, CA: 2015.
3002006594.
[12]Norma Técnica:
Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional, AR-NT-POASEN.
[13]Impact of distributed generation on the protection systems of distribution networks: analysis and
remedies – review paper (Meskin, et al), IET Journals,
2020.
6.CONCLUSIONES
El procedimiento cumplió
con el proceso de ser revisado y analizado técnicamente por los funcionarios de
Fuerza de Tarea destacada para este fin,
Este procedimiento
entregado y revisado cumple con lo dispuesto en el artículo 6, inciso f) punto
i) de la Ley N° 10086, siendo el
instrumento que deberá utilizar las empresas distribuidoras de energía
eléctrica y el OS/OM para determinar la capacidad de penetración de DER por
circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del SEN.
III. Tener como respuesta
a las posiciones planteadas en la consulta pública celebrada el 8 de junio de
2023, lo señalado en el oficio OF-0235-CDR-2023 del 20 de julio de 2023 que
acogió el informe IN-0033-CDR-2023 del 14 de julio de 2023, correspondiente al
informe de respuesta a las posiciones, tomando en consideración los ajustes
indicados en el Considerando XIV de la presente resolución y agradecer a los
participantes la valiosa participación en este proceso.
IV. Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva para que proceda a comunicar el informe de
posiciones planteadas en la consulta pública celebrada el 8 de junio 2023 por
la DGAU y notificar la presente resolución en un solo acto a: la Cooperativa de
Electrificación Rural de San Carlos R.L, (Coopelesca);
el Instituto Costarricense de Electricidad; Asociación Cámara Costarricense de
Empresarios de Generación Distribuida; Empresa de Servicios Públicos de
Heredia, Sociedad Anónima; Asociación Cámara de Empresas de Distribución de
Energía y Telecomunicaciones, lo señalado en el oficio OF-0235-CDR-2023 del 20
de julio de 2023 que acogió el informe IN-0033-CDR-2023 del 14 de julio de
2023, tomando en consideración lo indicado en el Considerando XIV de la presente
resolución.
V. Instruir a la Secretaría
de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para
que proceda a realizar la respectiva publicación en el diario oficial La
Gaceta, el “Procedimiento de capacidad de penetración de DER por circuito de
distribución que se integran con las redes de distribución del SEN”.
VI. Instruir a la
Secretaría de Junta Directiva de Aresep, para
que proceda con la divulgación de la presente resolución en la página web
institucional.
VII. Instruir a la
Intendencia de Energía para que desarrolle un plan de trabajo para la
fiscalización y seguimiento al OS respecto a la implementación de este
instrumento regulatorio en el ámbito de las competencias que le correspondan.
VIII. Comunicar la presente
resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la
Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía para lo
que corresponda.
En cumplimiento de lo que
ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública
(LGAP), se informa que contra esta resolución puede interponerse el recurso
ordinario de reposición y el recurso extraordinario de revisión ante la Junta
Directiva.
De conformidad con el
artículo 346 de la LGAP, el recurso de reposición deberá interponerse dentro
del plazo de tres días hábiles, contado a partir del día hábil siguiente al de
la notificación de este acto y el extraordinario de revisión, dentro de los
plazos señalados en el artículo 354 de esa misma ley.
Rige a partir de su
publicación en el diario oficial La Gaceta.
PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE y
COMUNÍQUESE