La generación distribuida en Costa Rica transita por una etapa de incertidumbre. Lo que antes vivió una expansión explosiva, empujado por el deseo de autonomía y menores costos de equipos, ralentizó su ritmo.
En la escena aparecen diferentes actores y argumentos. Por un lado, las empresas distribuidoras mantienen cierto recelo a estos sistemas, aunque el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) afirma que ha moldeado su postura.
Por otra parte, la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (Aresep) recibe críticas de los impulsores de esta tecnología debido a la entrada en vigencia, en octubre del 2023, de una nueva metodología que introdujo más elementos de cobro. Pero ahora la entidad propone cambios.
Crecimiento mermado
La generación distribuida sigue mostrando una expansión en Costa Rica y los datos disponibles lo confirman. Para setiembre del 2022, el Ministerio de Ambiente y Energía (Minae) contabilizaba 2.626 sistemas de generación distribuida para autoconsumo conectados en todo el país. Para marzo de este año, la cifra llegó a 3.549, según la Aresep, quien es la nueva institución encargada de llevar este conteo a raíz de un decreto ejecutivo de febrero del 2023.
El 75% de los sistemas se reparten entre dos empresas: el ICE y la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL). Esta última es, además, la que tiene la mayor capacidad instalada a través de generación distribuida, con 43.000 kilovatios (kW).
Además, San José es la provincia con más sistemas instalados y la única que superó el millar.
Randy Alemán, propietario de Smart Power, empresa que se dedica a la instalación y asesoría de proyectos de energía renovable, indicó que en los dos años previos registraron una demanda sostenida en sistemas especialmente de paneles solares.
“El incremento ha sido interesante. De un año a otro fue de un 100% en las ventas”, aseguró, en referencia a los años 2022 y 2023.
Los equipos se han abaratado, tanto paneles como baterías de litio. Una batería de 5 kW ha pasado de costar unos $5.000 a $2.000, aproximadamente. Además, hay más marcas disponibles en el mercado.
Sin embargo, este ímpetu ha sufrido un freno. En el caso de su empresa, Alemán contó que pasaron de instalar unos cuatro sistemas al mes, en promedio, a solamente uno. Esa reducción se percibe desde octubre del 2023, mes en que entraron en vigencia las nuevas tarifas fijadas por la Aresep. Este punto se ampliará más adelante.
“Hay mucha incertidumbre y las inversiones en esta tecnología están esperando”, dijo el empresario, quien pronostica un año difícil para el sector.
No obstante, aún sigue siendo una medida que puede generar ahorro. Con el tarifario vigente, una familia puede alcanzar hasta un 50% de ahorro con respecto al costo del recibo mensual eléctrico. Ese porcentaje podía llegar al 85% anteriormente. Es decir, se sigue ahorrando pero se ahorra menos, lo que alarga la recuperación de la inversión inicial.
Para un sistema residencial, cuyo estándar es de 10 kW, esa inversión se calcula en unos $1.000 por kilovatio, lo que se convierte en $10.000. Esa capacidad permite autoabastecer una vivienda fácilmente. Para sistemas de 20 kW en adelante, el precio suele ser de unos $850 por kW.
La fuente solar no es la única pero es la más extendida para el autoconsumo. También se puede generar a través del viento u otras fuentes.
En el caso de los excedentes, es decir, la energía que se produce de más y no se consume, se pueden depositar en acumuladores de energía sin necesidad de inyectarlos a la red de la distribuidora respectiva. Esto se logra a través de sistemas híbridos que combinan la conexión a la red con baterías.
También se puede diseñar un sistema sin estar conectado a la red, lo que parece ser un mecanismo que empieza a popularizarse debido a las tarifas actuales. Alemán explicó que se puede dejar la prevista para una futura interconexión, si el cliente lo desea.
En este caso, lo que sucede es que se “apaga” la conexión a la red y, cuando el sistema detecta que está llegando a niveles bajos, notifica al cliente para volver a conectarse. Esto se da cuando hay un consumo inesperado o el clima no favorece la autogeneración, por ejemplo.
Existen los casos de clientes que están en generación distribuida conectados a la red, pero optan por no entregar excedentes porque la distribuidora considera que el circuito respectivo está “al tope” de generación distribuida.
“Para estos prosumidores sería ventajoso, en teoría, poder operar en paralelo. No obstante, en ausencia de una adecuada seguridad jurídica y tarifaria esas mencionadas ventajas dejaron de serlo”, manifestó Jan Borchgrevink, presidente de la Cámara de Generación Distribuida (CGD).
ICE suaviza su postura
El ICE tenía, hasta hace poco, la misma actitud reticente sobre la generación distribuida de las demás compañías energéticas. No obstante, la nueva administración insiste en que la entidad está más abierta.
En un comunicado de febrero del 2024, mencionaba que “es erróneo indicar que Grupo ICE se opone o desestimula la generación distribuida” y finalizaba afirmando su disponibilidad de continuar contratando generadores distribuidos.
En entrevista a EF a inicios de mayo, el exgerente de Electricidad del ICE, Roberto Quirós, repitió esta consigna. “La generación distribuida era prohibida y un tabú en las agencias del ICE. En todas las giras tengo que convencer a los funcionarios de que la generación distribuida es un proceso bueno”, dijo. La ventaja está en que son proyectos de generación cuya inversión no corre por cuenta de la institución.
La CGD confirmó que observa una evolución en la visión del ICE hacia los recursos energéticos distribuidos (conocidos como DER, por sus siglas en inglés), cambio que achaca a la tendencia global de transición hacia renovabilidad y digitalización de la energía.
En medio de la contingencia de mediados de mayo, que obligó a anunciar cortes de electricidad que finalmente se descartaron, la CGD anunció que los generadores distribuidos tenían capacidad para trasladar al sistema nacional. No obstante, la Cámara afirma que persiste resistencia en algunas distribuidoras eléctricas.
La Cámara de Empresas de Distribución de Energía y Telecomunicaciones (Cedet), que agrupa a las otras seis distribuidoras del país con excepción del ICE y la CNFL, asegura que están a favor de la generación distribuida pero señala que deben existir criterios técnicos “que mantengan la solidaridad del Sistema Eléctrico Costarricense, sin subsidios injustos ni beneficios para unos pocos”, en palabras del presidente de la entidad, Allan Benavides.
No obstante, hay visiones distintas también dentro de la misma Cedet. Coopesantos aseguró que promueven los recursos distribuidos a través de asesorías y espacios de educación. La Cooperativa afirmó que paga el 100% de los excedentes de energía generados y rebajó la llamada tarifa de acceso.
Mientras tanto, la CDG pide otros cambios. Entre esos están reformar la ley que regula los DER para obligar a las distribuidoras a comprar los excedentes y racionalizar los trámites.
Las polémicas tarifas
Las tarifas actuales para la generación distribuida son el punto de la discordia entre los diferentes actores. En octubre anterior entró a regir una nueva metodología desarrollada por la Aresep. El cambio principal es la introducción de más elementos de cobro.
Estas tarifas se determinan de forma diferenciada para cada empresa, dependiendo de su esquema de costos.
El punto más polémico es tal vez la tarifa de acceso, la cual se calcula con base en el concepto de “consumo natural”. Esto suma todo lo que una familia, negocio o industria consume a través de su sistema de generación y también la energía que le captó de la empresa distribuidora.
La definición de Aresep lo describe con esta fórmula: la energía total retirada más la energía generada menos la energía inyectada. En otras palabras, se cobra al usuario la energía que produce a través de su propio sistema.
Esta tarifa se calcula por kW y va desde los ¢15,55 en la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH) hasta los ¢31,18 en Coopesantos.
La CGD critica la tarifa de acceso. La denomina como el “impuesto al sol” y considera que es un error de la Aresep que tendrá que ser indemnizado.
“La nueva normativa más bien desincentiva la inversión en sistemas con capacidad para generar excedentes”.
— Jan Borchgrevink, presidente de la CGD.
También se introdujo la aplicación por primera vez de la llamada T-DER, un monto fijo por mes que se cobra en función de cada kW instalado en el sistema.
Por ejemplo, un sistema residencial instalado de 10 kW paga ¢1.460 si es cliente de la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (Jasec) hasta ¢17.200 en Coopesantos.
La T-DER también se conoce como tarifa de reconocimiento de costos, un elemento que las distribuidoras defienden con el argumento de que los demás usuarios no deben subsidiar los gastos en que incurren las compañías para habilitar un sistema de generación distribuida.
Además de esos cobros, hay otros dos que ya existían. Uno de ellos es el que rige la compra y venta de excedentes entre generadores distribuidos y empresas. Esta cifra también está diferenciada por cada compañía y se calcula por cada kW transado.
En todas el monto es el mismo a lo largo del año. Pero existen dos excepciones: en el ICE cambia cada trimestre y en Coopesantos varía por semestre.
Además, el precio cambia dependiendo del momento del día: punta, en las horas de más demanda de energía; valle, en los momentos de menor demanda; y otro diferente para la noche.
Tanto la T-DER como la tarifa de acceso consisten en montos máximos, lo que permite a las distribuidoras halar las cifras hacia abajo, sin un piso mínimo establecido.
La CGD ve con buenos ojos las tarifas fijadas por Aresep para compra de excedentes, pero critica que las tarifas sean facultativas.
“Dependiendo del criterio discrecional de distintas distribuidoras estamos viendo descuentos sobre la tarifa máxima que van desde el 10% (en el mejor de los casos), alrededor del 50% en la mayoría, y hasta de 96% en los peores”, señaló Borchgrevink
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Por último, está el cobro por interconexión que cubre el costo total de la solicitud de colocar un sistema autónomo. La ESPH ofrece la solicitud más barata, mientras que la más cara está en Coopelesca.
La interconexión tiene tres etapas: el trámite de solicitud inicial; el estudio de ingeniería e inspección inicial; y la inspección final y puesta en marcha de la instalación.
Esta nueva metodología aumentó el costo a pagar por un sistema. La Cedet ejemplifica esto con un caso residencial donde se generan 188 kW por hora pero 99 de ellos se entregan a la red. Este usuario pasó de pagar poco más de ¢18.000 al mes a ¢34.000.
Ante la ola de críticas, la Aresep convocó a una audiencia pública para discutir cambios en la metodología, la cual se realizará de forma virtual el 10 de junio.
La Autoridad adelantó que propondrá aclarar conceptos como energía autoabastecida, la tarifa de acceso y la supervisión del suministro eléctrico en las modalidades de baja y media tensión.
Lo que surja de esa audiencia definirá el panorama para el desarrollo futuro de la generación distribuida en Costa Rica.
