¿Qué aspectos de la generación distribuida están buscando resolver este año en el MINAE? En las últimas reuniones con los involucrados en el tema -autoridad reguladora de servicios públicos, el operador del sistema y la cámara de generadores distribuidos- hemos tenido distintos puntos en discusión.
Dentro de estos, uno bastante innovador es la posibilidad de realizar conexiones de sistemas de generación distribuida en un punto distinto del lugar de consumo, por medio de medición virtual.
Otro de los puntos a resolver es si se permitirán sistemas de generación distribuida instalados en propiedad privada operando en paralelo a la red nacional sin estudio de viabilidad aprobado, es decir, sin comunicar a la empresa eléctrica que existen o solo indicando a la empresa eléctrica que el sistema esta instalado y que el prosumer asegura que no afectara la red pública. ¿Y cómo son las posiciones de los actores? En el caso conexiones en zonas distintas del consumo, advertimos por ejemplo que, si vamos a ubicar un sistema en Guanacaste y que la energía que se produce en esta zona va a ser reconocida para un usuario que va a estar en San José, necesitamos los costos de peaje entre Guanacaste a San José y definir cuántas empresas eléctricas se verían involucradas en este proceso.
Detalles como estos podrían afectar en definitiva cuánta energía se le reconoce al usuario final, por lo que se debería estudiar la viabilidad para estos proyectos. ¿Aún no están definidas las tarifas de transmisión? Hoy en día, existe una tarifa que permite llevar a cabo la transmisión de la energía entre empresas eléctricas.
Se puede poner la energía de una cooperativa de electrificacion en una empresa municipal que de el servicio eléctrico y viceversa, por medio de tarifas de peaje que existen en niveles de alta tensión.
Pero para aplicar este proceso a consumidores en niveles comercial o residencial, la autoridad reguladora de servicios públicos debe realizar un proceso de evaluación y ampliar el modelo tarifario a este nuevo escenario, de igual forma la empresa eléctrica podría participar del proceso al potenciar las microredes en su área de concesión. ¿Cómo podría sortearse esto a futuro? Si queremos liberar este proceso o de alguna manera acompañarlo para que sea más efectivo, desde el MINAE debemos apostar es a un plan estratégico de redes inteligentes donde quede claro que de toda la comunicación que se está llevando entre los dos puntos, por medio de monitoreo y supervision del operador del sistema y de las empresas eléctricas que se vean involucradas.
Aquella sería información oportuna también para el usuario prosumidor, quien va a querer saber cuánto de la energía que produce en su sistema eólico, solar o minihidro y cuanto le será reconocida.
Por la evolución tecnológica que tiene el tema de la generación distribuida para autoconsumo la medición virtual es hacia donde debemos enfocar esfuerzos y formular incluso un reglamento de recursos distribuidos, contemplando almacenamiento. ¿Qué antecedentes tienen de referencia? El ejemplo más claro es lo que se está haciendo ahora en California (Estados Unidos de América), donde ya tienen la capacidad de colocar sistemas solares en determinados techos y que ese beneficio de generación sea para otro techo a una o dos cuadras de distancia, utilizando únicamente un medidor.
Inclusive en el caso de zonas francas y edificios, mediante un acuerdo entre todos los inquilinos se pueden repartir los beneficios de este sistema que están pagando y que genera energía en otra zona.
A partir de ese punto apostaríamos a crear microrredes en Costa Rica. ¿Qué peligros se advierten sobre tener sistemas de generación distribuida en propiedades privadas operando en paralelo a la red nacional? Hoy en día para solicitar el permiso de generación distribuida requiere un estudio de viabilidad, que se hace junto a la empresa eléctrica, se coloca un medidor para ver la producción, y se exigen ciertas condiciones para sistemas que operan en paralelo a la red.
Lo que el sector privado está sugiriendo es que se pueda colocar al sistema algo que bloquee o imposibilite su entrega de energía excedente si existiera a la red asegurando que nunca habría inyección y, por lo tanto, no sería necesario el medidor de producción.
Pero, por cuestiones de responsabilidad de las empresas eléctricas y del operador del sistema, lo que nosotros estamos proponiendo es tomar supervisión de la red, para siempre saber lo que está sucediendo en cada sistema de generación distribuido descentralizado.
No es que la empresa eléctrica quiera meterse en su casa, sino asegurar que el sistema de generación distribuida no está inyectando y, en caso de haya una avería en la red, saber qué sistemas de generación distribuida sí están funcionando para comenzar a levantar la red sin que haya interferencia.
No solo hablamos de entrega de electrones sino de regulación de voltaje o frecuencia.
Todo este monitoreo se realizaría para evitar problemas a los demas usuarios del circuito. Otro de los temas que preocupa a los empresarios es el del tope de 15% de penetración de energías variables sobre los circuitos⬦ El primer reglamento buscaba la seguridad operativa de la red, darle confiabilidad del sistema eléctrico.
Para lograrlo, el 15% nos permitía manejar la generación distribuida sin provocar alguna afectación porque, en ese año -en 2015- desconocíamos qué tan grande podía ser el impacto de la generación distribuida.
En aquel momento, hablábamos de procesos de 5 a 10 MW de crecimiento anual.
Y ahora estamos llegando 70 MW en tan solo 5 años.
Ese aumento acelerado nos obligó a repensar ese 15%.
Para avanzar sobre este tema, nos volcamos hacia el sector privado que incluye muchos empresarios interesados y por otro lado el sector académico.
Luego de varias reuniones hemos decidido realizar esfuerzos en conjunto para hacer los estudios de topologías de circuitos y analizar las variables que podrían tener afectación en nuestro sistema eléctrico nacional. ¿Qué implicaría eso? Lo más de 300 circuitos que están interconectados requieren evaluar su topología, cómo funcionan y en qué puntos podrían llegar a 15%, 40% o 100%.
Por el momento, lo que se está planteando es que el 15% sea el límite pero fuera de eso, el prosumidor pueda llegar a un acuerdo con la empresa eléctrica, pagar un estudio complementario y poder incrementar ese espacio o asegurar que no hay afectación. ¿Qué expectativas de avance tienen para este año? Los circuitos ahora no sólo tendrían que entregar energía a la red sino también recibirla y enviarla a otra zona.
Por lo que esperamos que se puedan desarrollar los estudios que te comentaba con el apoyo del sector privado, para llegar a dar con una estructura con la que podamos calificar a nuestros circuitos y aplicar el porcentaje idóneo sin afectar la red, esto como meta en 2020. ¿Se lograron consensos para definir estos primeros tres grandes temas regulatorios? Están bastante avanzados.
El tema que aún está en discusión y al que apuntamos dejar en claro en los próximos meses es tener sistemas de generación distribuida en propiedades privadas operando en paralelo a la red nacional sin entrega de excedentes pero sin estudio de viabilidad aprobado.
Hemos escuchado a todos los actores y si tenemos su apoyo esperamos llevar estas propuestas al Ministerio de Economía a través de lo que se conoce como "mejora regulatoria" y tenerlo lo más pronto posible.
Más adelante, apostar por una Ley integral del servicio eléctrico nacional. ¿Se podrá definir la mejora regulatoria este año? Sí.
Estamos manteniendo reuniones estas semanas para dejar listo este tema en el mes de febrero.
Si llegamos a un consenso entre todos, podemos decir que en marzo ya estaría en el sistema de mejora regulatoria" y estaría listo cuanto antes. ¿Cuánto lleva su análisis? El Ministerio de Economía tiene unas semanas para analizar los pros y contras a nivel de viabilidad técnica, económica y financiera.
Luego, el proyecto se coloca a consulta pública para recibir comentarios en general y darle transparencia al proceso.
Ahora bien, si los comentarios plantean modificaciones de fondo, puede que no salga este año. Otro punto más en debate tiene que ver con la energía que se podría inyectar a red... El 49% implica la cantidad del excedente de su sistema de generación distribuida colocada en la red que es reconocido de vuelta.
Si usted diseñó su sistema para que nunca inyecte energía al sistema eléctrico nacional, el 49% no se ve afectado.
Pero si usted, sí inyecta, de la totalidad de los excedentes sólo puede recuperar el 49%. ¿Cómo se justifica esta regla? El sistema eléctrico nacional funcionaría como una batería y el costo de almacenar esa energía tiene un precio.
En el principio funcionó como una medida precautoria para evitar el sobredimensionamiento, protegiendo al usuario de poner más paneles de la cuenta.
Después de tantos años de estar en este proceso, lo que queremos hacer es que el ingeniero responsable que diseñó el sistema y que forma parte del Colegio de Ingenieros y Arquitectos, adquiera responsabilidades sobre ese sistema que sobredimensionó y que está afectando a la red.
Una alternativa es dar una alerta al CFIA sobre ese instalador y que este evalúe si lo suspenderá del ejercicio profesional, por ejemplo. ¿Esto estará en la nueva reglamentación? Sí. ¿Cuántas empresas están en esta situación? Hace 3 años teníamos más de 100 licencias de empresas que habilitaban realizar exoneraciones sobre paneles solares o inversores.
Hoy en día se ha cerrado esa brecha a unas 60-70 empresas.
Algunas porque se han unido y otras porque desaparecieron debido a la alta competencia. ¿Qué importancia tiene para el Gobierno la generación distribuida? Es vital ya que la transformación hacia sistemas descentralizados es la tónica mundial.
La aspiración que tiene el país de ser descarbonizado al 2050 viene de la mano de soluciones innovadoras con energías renovables como la generación distribuida, que llegó para poder dar cobertura a los usuarios en lugares aislados, o en otros casos se ha vuelto metas de organizaciones transnacionales que buscar producir productos con 100% energía renovable, pero sobretodo es nuestro gran aliado en una meta para electrificar el transporte público y privado.
El Gobierno ha sido paciente para escuchar a todas las partes en este proceso de crecimiento de la generación distribuida por la importancia de poder lograr nuestra meta al 2050 de ser descarbonizados y lograr 100% energías renovables.
En nuestra visión, tenemos los recursos disponibles en el país, lo que hay que hacer es ponerlos en marcha.