AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora
de los Servicios Públicos, sobre las posiciones presentadas a la propuesta de
norma técnica de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN),
remitida por la Comisión Ad Hoc mediante el oficio 0021- CAHMNE-2014 del 3 de
marzo de 2014. Por artículo 3, acuerdo 01-19-2014, de la sesión extraordinaria
19-2014, celebrada el 31 de marzo de 2014, con carácter de firme, la Junta
Directiva por unanimidad, dispone:
RESULTANDO:
1. Que el 21 de diciembre de 2001, el Regulador General, mediante la
resolución RRG-2439-2001, dictó la norma técnica denominada “Calidad en el
Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica AR-NTGT” publicada en
La Gaceta N° 5 del 8 de enero de 2002 (OT-024-2000).
2. Que el 11 de junio de 2012, la Contraloría General de la República
(CGR), mediante el informe DFOE-AE-IF-03-2012, apartado 4.2 de disposiciones
(folio 62), dispuso entre otras cosas que el Regulador General debe: ajustar la
normativa sobre la calidad del servicio de transmisión de energía eléctrica,
dichos ajustes deberán considerar: [...] i. Que las normas relativas a la
seguridad operativa sean consecuentes con los requerimientos operativos del
Sistema Eléctrico Nacional, tanto en el ámbito nacional como regional, ii. Que
las normas incluyan lo relativo a las reservas de regulación como elemento para
mantener el balance entre la generación y la carga en el Sistema Eléctrico
Nacional. Remitir a esta Contraloría General el número y fecha de la resolución
respectiva y el del Diario Oficial La Gaceta, mediante el cual se publiquen las
normas, a más tardar el 28 de junio de 2013 [...]. (Folios del 62 al 99 del
OT-123-2013).
3. Que el 15 de julio de 2013, el Regulador General, mediante el oficio
529-RG-2013, solicitó a la CGR una prórroga hasta el 13 de diciembre de 2013,
para el cumplimiento de acciones respecto a las disposiciones del apartado 4.2
del informe DFOE-AE-IF-03-2012. (Folios del 100 al 102 del OT-123- 2013).
4. Que el 26 de julio de 2013, la División de Fiscalización Operativa y
Evaluativa de la CGR, mediante el oficio DFOE-SD-1221, le concedió al Regulador
General la ampliación del plazo solicitada, de manera que la fecha de
vencimiento para dicha disposición sería el 13 de diciembre de 2013. (Folio del
103 al 106 del OT-123-2013).
5. Que el 18 de setiembre de 2013, el Regulador General, mediante el
memorando 721 RG-2013, designó a “los miembros integrantes de la Comisión Ad
Hoc que tendrá a su cargo la revisión, actualización, replanteamiento y/o
modificación de la “Norma de Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión
de Energía Eléctrica” (Norma AR-NT-GT). Lo anterior para dar cumplimiento a lo
requerido por la CGR en el oficio DFOE-AE-IE-03-2012”. Dicho oficio fue
modificado por el oficio 735- RG-2013 del 20 de setiembre de 2013. (No constan
en autos a la fecha de este dictamen).
6. Que el 3 de octubre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio
1882-IE-2013, remitió a la Secretaría de Junta Directiva la propuesta de norma
técnica “Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”. (Folio
del 208 al 283 del OT-123-2013).
7. Que el 3 de octubre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva, mediante
el memorando 681-SJD- 2013, remitió para el análisis a la Dirección General de
Asesoría Jurídica y Regulatoria (DGAJR), la norma técnica “Planeamiento,
Operación y Acceso al Sistema Eléctrico AR-NT-POASEN-2013”, contenida en el
oficio 1882-IE-2013. (Folios del 586 al 661 del OT-123-2013).
8. Que el 14 de octubre de 2013, la DGAJR, mediante el oficio
815-DGAJR-2013, rindió criterio sobre la propuesta de la norma técnica
denominada “Planeación, Operación y Acceso, al Sistema INSTITUCIONES
DESCENTRALIZADAS AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
Eléctrico Nacional” AR-NT-POASEN-2013, contenida en el oficio 1882-IE 2013.
(Folios del 304 al 315 del OT-123-2013).
9. Que el 24 de octubre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo
09-75-2013 de la sesión ordinaria 75-2013, ordenó “Someter al trámite de
audiencia pública el proyecto de norma técnica denominada “Planeación,
Operación y Acceso al sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)”, contenida en
el oficio 1882-IE-2013 . (Folios del 1 al 68 del OT-342-2013).
10. Que el 30 de octubre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el criterio
2012-IE-2013 remitió a la Junta Directiva, “la versión corregida de la norma
indicada en el epígrafe, ya que por error involuntario, se omitió agregar el
artículo 182…” (Folios 70 y 71 del OT-342-2013).
11. Que el 1 de noviembre de 2013, se publicó la convocatoria a audiencia
pública en La Gaceta N° 211 y el 7 de noviembre de 2013 fue publicada en los
diarios La Nación y La Prensa Libre. (Folios 76 y 81 del OT-342-2013).
12. Que el 20 de noviembre de 2013, la Dirección General de Atención al
Usuario (DGAU) mediante el oficio 3258-DGAU-2013, emitió el informe de
instrucción de la audiencia pública. (Folio 192 y 193 del OT-342-2013).
13. Que el 27 de noviembre de 2013, se llevó a cabo la audiencia pública de
forma presencial en Bri Brí
de Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales
de Justicia de Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón
y Puntarenas. (Folios del 457 al 475 del OT-342-2013).
14. Que el 29 de noviembre de 2013, la DGAU mediante los oficios
3359-DGAU-2013 y 3363- DGAU-2013 emitió las actas de la audiencia pública
N°121-2013 -la cual se llevó a cabo de forma presencial en Bri
Brí de Talamanca- y la N° 119-2013 -la misma se
desarrolló por videoconferencia en la ARESEP y en los Tribunales de Justicia-.
(Folios del 457 al 475 del OT-342-2013).
15. Que el 2 de diciembre de 2013, la DGAU, mediante el oficio
3377-DGAU-2013, emitió el informede oposiciones y coadyuvancias de la audiencia pública. (Folios del 489 al
492 del OT-342-2013).
16. Que el 6 de diciembre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el criterio
4-CAHMNE-2013, remitió a la Junta Directiva “ […] la norma técnica AR-NT-POASEN
Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”, (ANEXO A),
incluyendo el análisis de posiciones (Anexo B) tramitada bajo el expediente
OT-342-2013[…] ”, sin embargo, de los documentos remitidos a esta Dirección
General no se logra extraer el anexo B. (No consta en autos).
17. Que el 6 de diciembre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva,
mediante el memorando 825- SJD-2013, remitió a la DGAJR para su análisis la
Propuesta de la Norma Técnica AR-NT-POASEN- 2013 “Planeación, Operación y
Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”, expediente OT-342-2013, mediante el
cual el señor Edgar A. Cubero Castro, Comisión Ad Hoc remitió el oficio
4-CAHMNE- 2013”. (Folio 493 del OT-342-2013).
18. Que el 10 de diciembre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio
5-CAHMNE-2013, remitió nuevamente a la Junta Directiva los anexos A y B de la
propuesta de norma técnica AR-NTPOASEN “Planeación, Operación y Acceso, al
Sistema Eléctrico Nacional”. (No consta en autos).
19. Que el 10 de diciembre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva,
mediante el memorando 830- SJD-2013, remitió a la Dirección General de Asesoría
Jurídica y Regulatoria, para su análisis el oficio 5-CAHMNE-2013. (No consta en
autos).
20. Que el 11 de diciembre de 2013, la DGAJR mediante el oficio
1021-DGAJR-2013, rindió el criterio sobre la propuesta de norma técnica
denominada “Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”
AR-NT-POASEN-2013, recomendando a la Junta Directiva someter nuevamente al
proceso de audiencia pública la propuesta de norma técnica. (Folios del 843 al
888 del OT-342-2013).
21. Que el 12 de diciembre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo
05-88-2013 de la sesión ordinaria 88-2013, ordenó someter nuevamente al trámite
de audiencia pública la propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN-2013. (Folios
del 1 al 72 del OT-370-2013).
22. Que el 14 de diciembre de 2013, se publicó en los diarios La Nación y La
Prensa Libre y el 23 de enero de 2014 en La Gaceta N° 16, la convocatoria a
audiencia pública sobre la norma técnica citada. (Folios 76 y 86 del
OT-370-2013).
23. Que el 18 de diciembre de 2013, el Regulador General, mediante el oficio
977-RG-2013, le solicitó una prórroga a la CGR para el cumplimiento de las
acciones respecto a la disposición de 4.2) del informe DFOE-AE-IF-03-2012,
hasta el 30 de abril de 2014. (No consta en autos).
24. Que el 14 de enero de 2014, la CGR mediante el oficio DFOE-SD-0103, le
concedió a la ARESEP la ampliación del plazo solicitada, “…de manera que la
fecha de vencimiento para la citada disposición, es el próximo 30 de abril de
2014”. (Folio 476 del OT-370-2013).
25. Que el 13 de febrero del 2014, se llevó a cabo la audiencia pública de
forma presencial en Bri Brí
de Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales
de Justicia de Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro,
Puntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro y Guápiles Centro. (Folios del
297 al 307 del OT-370-2013).
26. Que el 24 de febrero de 2014, la DGAU mediante el oficio 548-DGAU-2014,
emitió el informe de posiciones y coadyuvancias.
(Folios del 294 al 296 del OT-370-2013).
27. Que el 3 de marzo de 2014, la Comisión Ad Hoc mediante el oficio
0021-CAHMNE-2014, remitió a la Junta Directiva, la propuesta de norma técnica
AR-NT-POASEN (Folios del 312 al 474 del OT- 370-2013) y dio respuesta a la
posiciones indicando:
(…)
Artículo 3. Definiciones.
(…)
PLANTAS EÓLICAS:
Agentes del MEN: Personas naturales o jurídicas dedicadas a la
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.
ARESEP. Análisis técnico: el término “Agentes del MEN”, no se utiliza
en esta norma, por lo que resulta innecesario incluirlo en las definiciones.
(…)
Alta tensión
(…)
CNFLSA, COOPELESCA
Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor nominal
eficaz (rms) es igual o superior a 138 kV.
Justificación: la tensión de transmisión utilizada en Costa Rica es
igual o superior a 138 kV.
ARESEP: Análisis técnico: La definición es del término “Alta tensión” y
no de tensión de transmisión y obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que
se rechaza la solicitud de la CNFLSA.
(…)
Concesión
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Es la autorización otorgada por el Estado para operar, explotar y
prestar el servicio de generación, transmisión, distribución. Título
habilitante. Justificación. Se elimina la actividad de Comercialización de la
definición de Concesión por cuanto ya está incluida en la actividad de
Distribución dado que la Comercialización no está contemplada como actividad
independiente en el modelo de mercado legalmente establecido en Costa Rica.
ARESEP: Análisis técnico: la actividad de comercialización está
contemplada en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593 como una actividad
independiente, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.
(…)
Contrato de conexión
(…)
ICE:
En la definición de “Contrato de conexión“, se recomienda agregar la
figura de “convenio de conexión” que aplicaría de forma similar a obras que
pertenecen al mismo propietario de la red de transmisión o distribución en la
que se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato por ser la misma
persona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red de transmisión del
ICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en su propia red.
Adicionalmente en la actual definición de “Contrato de conexión“, falta
la referencia a empresa de transmisión en el documento. El texto actual no
permitiría suscribir un contrato de conexión entre la Empresa Propietaria de la
Red (EPR) y una planta que se conecte a su red. Se propone modificar la
redacción como sigue:
“Contrato o convenio de conexión: Acto administrativo suscrito entre el
ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora con un interesado
(generador, una empresa de transmisión, una empresa distribuidora, un abonado o
usuario en alta tensión, o un abonado o usuario en baja o media tensión con
generación a pequeña escala para autoconsumo), en donde se establecen las
condiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el
acceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional,
así como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes”.
ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta incluir la referencia a la empresa
de transmisión por ser una omisión y hacer la definición acorde con el objetivo
de la norma y lo indicado en el artículo 29.
(…)
Empresa distribuidora
(…)
CNFLSA,COOPELESCA:
Persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en
la etapa de distribución y comercialización. Justificación: Se agrega la
actividad de Comercialización en la definición de empresa distribuidora por
cuanto la comercialización es parte integral de la actividad de Distribución en
el modelo de mercado legalmente establecido en nuestro país.
ARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está
contemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se
señala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593. Si bien en la actualidad
las mismas empresas distribuidoras ejercen la actividad de comercialización, en
el futuro puede darse que por conveniencia financiera, económico, técnica o de
negocios, alguna empresa distribuidora separe dichas actividades en su
estructura administrativa, contable y legalmente, por lo que se rechaza la
solicitud de la CNFLSA.
(…)
Energía renovable
(…)
RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:
En el artículo sobre definición de Energía renovables en el artículo 3
definiciones , considera que los residuos sólidos no son materia material
renovable:
• Los RSM son un mezcla de materiales orgánicos e inorgánicos
• Salvo algunos inertes como: cerámicas, metales y vidrios
• Mediante procesos previos y mecánicos estos materiales se pueden
separar
• Todo el resto son base carbono por ende orgánicos
• Este criterio no considera la realidad de la composición de los RSMs en Costa Rica
• Imposibilita legalmente el uso de RSM para la producción de energía
• La mayoría de los RMS en Costa Rica son orgánicos (más 51%)
• La preparación de combustibles derivados para la elaboración de gas
disminuye el uso de materiales inorgánicos.
• El gas sintético de RSM limpio puede ser comparado con el gas natural
, pero de menor poder calórico
• De acuerdo al protocolo de Kioto los RSM son materiales renovables
ARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez en el
cual no se solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno.
Consecuentemente se toma únicamente nota de su comentario.
(…)
Generación a pequeña escala para autoconsumo
(…)
ACESOLAR:
El artículo 3 de la Norma Técnica POASEN, propone la siguiente
definición de generación a pequeña escala para autoconsumo: “Generación a
pequeña escala para autoconsumo: Generación de energía eléctrica menor o igual
a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables,
y en el sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas
propias del abonado usuario interactuando con la red de distribución, con la
opción de comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o
intercambiar excedentes de producción, de hasta un 49% de la energía mensual
producida con la red de distribución eléctrica.”
Sobre dicha definición, en relación con el porcentaje del 49%,
solicitamos analizar lo siguiente:
i. La limitación del porcentaje para intercambiar energía (neteo) de un 49% no refleja el comportamiento de la
producción/consumo de un cliente de un sistema fotovoltaico. Este límite debe
ser definido por el consumo del cliente (autoconsumos). Es decir, se está
imponiendo un límite al intercambio de excedentes de producción sin ningún
fundamento técnico.
ii. Para el reconocimiento económico del excedente anual, este
porcentaje de 49% no es técnicamente necesario ya que el objetivo es considerar
excedentes por fluctuaciones del consumo interanuales.
iii. Cuando se utiliza la producción como límite, se tiene el problema
de que la empresa distribuidora no tiene acceso a los datos de generación del
sistema, por lo tanto para definir un porcentaje es necesario que la empresa
distribuidora ponga otro medidor, o que el cliente lo haga y que la empresa
distribuidora tenga acceso a esta información, esto encarece los costos.
Por lo tanto, ACESOLAR solicita que la Norma Técnica se modifique de la
siguiente forma:
i. Que se elimine el porcentaje de 49% de la definición de generación a
pequeña escala para autoconsumo y se regrese al texto de la definición
originalmente propuesta ; O, alternativamente, de no acogerse esta petición,
ii. Que ARESEP asigne a un perito reconocido de conformidad con lo
dispuesto en el artículo 36, in fine, para que trabaje con ACESOLAR, que no
cuenta con recursos propios para hacerlo, para desarrollar un alcance y
ejecutar un estudio técnico y económico que sirva de base para definir un
porcentaje basado en el consumo, de previo a aprobar esta Norma Técnica.
ARESEP: Análisis técnico. El límite de 49 % obedece a que la generación
que se regula en el capítulo XII de esta norma, tiene como objetivo fundamental
regular la generación a pequeña escala para autoconsumo con la opción de
intercambios con las empresas distribuidoras, intercambios que pueden ser
únicamente de unidades físicas, o monetarias cuando la ARESEP establezca la tarifa
correspondiente. El eliminar esta restricción convertiría a la generación a
pequeña escala en una generación orientada a la producción y venta de energía,
lo que no se pretende en esta norma. En ese sentido, para efectos de proyecto
de generación con el único objetivo de vender la energía, existen los
mecanismos establecidos en las leyes 7200 y 7508. En cuanto al equipamiento,
efectivamente en algunos casos haya necesidad de instalar un equipo de medición
el cual deberá instalar el interesado y dar acceso a la empresa distribuidora.
Por consiguiente se rechaza la petitoria de ACESOLAR.
CNFLSA, COOPELESCA:
Generación a pequeña escala para autoconsumo: Generación de energía
eléctrica en instalaciones con potencias menores o iguales a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables, y en el
sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas propias
del abonado-usuario interactuando con la red de distribución, con la opción de
comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o intercambiar
excedentes de producción con la empresa distribuidora, de hasta un 49 % de la
energía mensual producida con la red de distribución eléctrica.
Justificación: Se mejora la redacción para la fortalecer la
aplicabilidad y la congruencia de la definición con el resto del articulado.
ARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por
considerar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de
fondo del articulado.
COOPEGUANACASTE:
Debe aclararse que los intercambios de energía se permitirán únicamente
con la distribuidora, esto por cuanto se puede interpretar que el intercambio
también sería válido entre clientes. Además es necesario indicar que la
potencia de 1000kVA se refiere a la potencia nominal del generador o conjunto
de generadores.
ARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por
considerar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de
fondo del articulado.
(…)
Generador privado
(…)
ACOPE, ENEL:
Se solicita eliminar el texto: “a una empresa que brinda el servicio
público de electricidad en la etapa de distribución” de esta definición por lo
que el texto quedaría: Empresa de capital privado o persona física que se
dedica a generar energía eléctrica para su venta.
Justificación: La redacción actual no tiene que estar limitada a la red
de distribución, particularmente cuando la mayor parte de la generación privada
está conectada a subestaciones. Los detalles se definirán en el contrato de
interconexión.
ARESEP: Análisis Técnico: Los generadores privados únicamente están
habilitados para vender energía a las empresas que brindan el servicio público
de electricidad, entendidas como el ICE, la CNFL y las ocho empresas de
distribución establecidas en el país. El tema de la interconexión está fuera
del contexto de la definición de la norma. Por lo anterior se rechaza la
petición de ACOPE y ENEL.
(…)
Generador
(…)
ACOPE
Se solicita eliminar el texto: “Abonado o usuario que dispone de un
sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo integrado a la red
de distribución nacional.” de esta definición por lo que el texto quedaría:
Empresa generadora de energía eléctrica. Justificación: La redacción debe ser
genérica, o crea confusiones sobre el concepto.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el
término de generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas
definiciones danclaridad al concepto según su uso en
la norma.
ENEL:
La propuesta incluye la definición:
“Generador: Empresa generadora de energía eléctrica. Abonado o usuario
que dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo
integrado a la red de distribución nacional.” Solicitud: Parece incluirse aquí
dos definiciones, una de Generador y otra de Autogenerador.
A fin de evitar crear confusiones con el concepto, se solicita modificar la
definición para que se lea:
“Generador: o persona física que se dedica a generar energía eléctrica,
sea para su venta o autoconsumo”, eliminando la frase: “Abonado o usuario que
dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo
integrado a la red de distribución nacional.” la cual causa confusión.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el término
de generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas definiciones
dan claridad al concepto según su uso en la norma.
(…)
Línea de distribución
(…)
PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita eliminar la frase “en media y baja tensión” de esta
definición por lo que el texto quedaría: Disposición de apoyos, ductos,
conductores, aisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma
aérea o subterránea, para su uso final. Justificación: No es necesario
establecer el voltaje, solo la función. El sistema eléctrico puede evolucionar
a que la función de distribución se llegue a hacer a niveles más altos que los
actuales, por ejemplo 138 kV.
ARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son
contrarios a la electrotecnia.
(…)
Línea de transmisión
(…)
PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita eliminar la mención sobre “alta tensión” en la redacción de
esta definición por lo que el texto quedaría: Disposición de estructuras,
conductores, aisladores y accesorios para cumplir la función de transmisión.
Justificación: No es necesario establecer el voltaje, solo la función.
Actualmente existen algunas líneas que cumplen con la función de transmisión a
voltaje de 34.5 kV, y habrán más en nuevos proyectos
de generación.
ARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son
contrarios a la electrotecnia.
(…)
Media tensión
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Media tensión: Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo
valor nominal eficaz (rms) es mayor a 1000 Volt y
menor que 138 kV. Justificación: Se hace congruente
esta definición con la de Alta Tensión, toda vez que la tensión de transmisión
utilizada en Costa Rica es igual o superior a 138 kV.
ARESEP. Análisis Técnico. La definición es del término “Media tensión”
y obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que se rechaza la solicitud de
la CNFLSA.
(…)
Mini generador
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Mini generador: Generadores de energía eléctrica con una potencia de
generación superior a 100 kVA e inferior o igual a
1000 kVA. Justificación: Se hace congruente esta
definición con la de Generación a pequeña escala para autoconsumo.
ARESEP. Análisis Técnico: se acepta la observación por cuanto aclara
mejor el término.
(…)
Normativa nacional
(…)
CNFLSA,COOPELESCA
Normativa nacional: Conjunto de normas técnicas y procedimientos en el
que se establezcan reglas técnicas - económicas de aplicación obligatoria,
emitida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).
Justificación: Seeliminan como parte de la normativa
nacional los criterios y en general cualquier documento emitido por ARESEP por
cuanto los mismos deben fundamentarse en el procedimiento legal aplicable para
su eficacia.
ARESEP. Análisis técnico: Toda norma, lineamiento (técnico) o documento
emitido por la Autoridad Reguladora tiene opción a los recursos establecidos en
la Ley General de la Administración Pública, por lo que se rechaza la
petitoria.
Además lo documentos emitidos bajo el artículo 25 de la ley 7593, es
claro que deben someterse al procedimiento de audiencia pública.
(…)
Punto de entrega o Punto de acople común
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Punto de entrega o Punto de acople común: El punto de entrega es el
sistema de barras de la subestación donde se conecta el generador o usuario con
la red de transmisión nacional o el punto en la red de distribución en donde se
conecta el generador. En el caso de generadores de pequeña escala para
autoconsumo el punto de entrega será el definido en la normativa técnica
aplicable a acometidas. Justificación: Se cambia de la definición el punto de
entrega para los generadores de autoconsumo por el definido en la normativa
técnica aplicable a acometidas.
ARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente
usado en la norma AR-NT-ACO “Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.”,
más claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.
COOPEGUANACASTE:
El punto de entrega debe ser el definido en la norma técnica de
acometidas, esto por cuanto amarrarlo en esta norma a los terminales de carga
del contador no es conveniente toda vez que la medición puede ser directa o
indirecta según la carga, o bien el punto de entrega sea diferente al punto de
medición. Recomendamos referir esta definición a la norma de acometidas.
ARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente
usado en la norma AR-NT-ACO “Instalación y Equipamiento de Acometidas
Eléctricas.”, más claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.
(…)
Red de transmisión eléctrica
(…)
CNFLSA,COOPELESCA:
Red de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por:
las líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión)
exceptuando las de generación, subestaciones reductoras (barras de alta y media
tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de
transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la
función de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los
agentes que inyectan o retiran energía. Justificación: Se incluye en la
definición la aclaración de que de las subestaciones elevadoras se exceptúan
las de generación por cuanto estas no forman parte de la red de transmisión
eléctrica sino del negocio de generación.
ARESEP. Análisis Técnico: No se acepta pues desde el punto de vista
regulatorio las subestaciones elevadoras asociadas a las plantas de generación,
forman parte del sistema de transmisión.
(…)
Servicio eléctrico
(…)
ICE:
Se propone modificar la definición de servicio eléctrico como sigue,
para que quede claro a qué tipo de comercialización se refiere:
“Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas
de generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su
comercialización minorista”.
ARESEP: Análisis técnico-jurídico: No es admisible la
solicitud del ICE en cuando a que el término comercialización en la definición
es de sentido amplio. Es decir abarca la comercialización minorista (es decir
la venta de energía en pequeños o grandes bloques para su uso final, caso de
los usuarios o abonados alta tensión, o usuarios a baja tensión, como la venta
de energía de generadores al ICE o a empresas distribuidoras e incluso la venta
de excedentes de abonados o usuarios con excedentes y venta a las empresas
distribuidoras.
CNFLSA, COOPELESCA
Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas
de generación, transmisión y distribución. Justificación: Se elimina la
actividad de Comercialización de la definición de Servicio Eléctrico por cuanto
ya está incluida en la actividad de Distribución dado que la Comercialización
no está contemplada como actividad independiente en el modelo de mercado
legalmente establecido en nuestro país.
ARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está
contemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se
señala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593, por lo que se rechaza la
solicitud de la CNFLSA.
(…)
Transmisión
(…)
ACOPE, ENEL:
Se solicita eliminar el término “de alta tensión” en esta definición. La
redacción quedaría: Transporte de energía a través de redes eléctricas.
Justificación: La función de transmisión no contempla niveles de voltajes
específicos o calificados.
ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, si
bien es cierto la transmisión está asociada a niveles de tensión elevados, el
indicarlo no crea confusión sino aclara el término.
(…)
Artículo 5. Frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional.
(…)
ICE:
La redacción de este artículo debe modificarse, dado que el sistema
eléctrico nacional por sí solo no puede cumplir con este criterio. El control
de las desviaciones de frecuencia lo realizan todos los sistemas eléctricos de
américa central en conjunto.
ARESEP: Análisis Técnico: Este artículo establece la frecuencia nominal
del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Es entendido que en el estado de
interconexión actual del SEN, la frecuencia es un parámetro eléctrico de
carácter regional. No obstante, independientemente de que el SEN opere
integrado con el Sistema Eléctrico Regional (SER) o en forma aislada, la
frecuencia nominal del SEN es 60 Hz, y el Operador del Sistema es responsable
de mantenerla dentro de los rangos de variación permitidos.
(…)
Artículo 6. Tensiones del Sistema Eléctrico Nacional.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Se deben corregir los valores de las columnas segunda y tercera de la
tabla 1 de este artículo para ser congruentes en la presentación y en las
tolerancias establecidas en la misma. Deben utilizarse los mismos valores base
de la norma de calidad de voltaje vigente.
ARESEP. Análisis Técnico: Se acepta y se corrige por ser un error de
transcripción.
(…)
Artículo 8. Principio de planeación.
(…)
ENEL:
En el inciso a. del artículo 8, la propuesta de norma indica: “…, bajo
un horizonte de planificación a corto y mediano plazo (de cero a cinco años,
con una resolución máxima de un mes),…”. Solicitud: No comprendemos a qué se
refiere “la resolución máxima de un mes” solicitamos aclararlo.
ARESEP: Análisis Técnico: Resolución máxima se refiere a la
periodicidad con que se determinarán los diferentes escenarios de
planificación. (…)
Artículo 9 Estrategia de planeación.
(…)
ICE:
Se recomienda agregar la palabra “plazo” el texto de la primera parte
del artículo como sigue:
“Para la debida operación del SEN, el Operador del Sistema debe
desarrollar una estrategia de planeación que involucre metas a corto y mediano
plazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), tomando en
cuenta para ello y según corresponda:”
En el ítem “d. Respecto a la indicación de “La hidrología de las
diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y máximos operativos”
se debe ampliar el texto según lo originalmente sugerido por el CENCE a: “d. La
hidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y
máximos operativos de sus embalses”.
En el ítem “e. La optimización del manejo de los embalses de regulación
plurianual en el largo plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en
el mediano y corto plazo” se recomienda cambiar el plazo de largo a mediano (5
años) acorde con los estudios que realiza el OS e indicado al inicio del
artículo 9. La redacción quedaría de la siguiente forma:
“La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual en
el mediano plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano y
corto plazo”.
ARESEP: Análisis técnico Se aceptan las : observaciones de
forma y se incorporan.
(…)
Artículo 10. Criterios técnicos adicionales.
(…)
a.
ICE:
El ICE reitera su comentario hecho al Artículo 10, punto b, que
establece que las líneas del SEN deben estar cargadas por debajo del 85% de la
capacidad térmica nominal. Aunque desde el 2002 se incorporó esta determinación
esto no significa que sea deseable. Aspectos como el aprovechamiento de
recursos energéticos estacionales, las transferencias regionales, trabajos de
mantenimiento, etc., podrían requerir de un redespacho de las plantas de
generación del SEN, que produzcan flujos por algunas líneas que sobrepasen el
valor de cargabilidad del 85%. Estos redespachos
están dentro de la operación normal de un sistema y no califican como
“condiciones especiales, de emergencia, o de cumplimiento de un criterio de
seguridad operativa”. Esta restricción encarece innecesariamente el costo del
SEN.
Se solicita no fijar límites a la cargabilidad de las líneas en
operación nominal.
ARESEP: Análisis técnico: La norma debe interpretarse en forma integral
y no interpretar el articulado en forma aislada. El inciso b, establece los
criterios de optimización para la máxima transferencia por las líneas de
transmisión tomando como referencia que éstas no sobrepasen el 85% de su
capacidad térmica nominal en condiciones de operación normal del SEN. No
obstante ello, el inciso c, establece que en la operación diaria pueden darse
sobrecargas siempre y cuando las mismas no sean permanentes. En ese sentido los
criterios de seguridad operativa del MER establecen muy claro que únicamente
ante la presencia de contingencias se pueden llevar a los elementos a operar en
su límite térmico de manera permanente ante una contingencia simple y a su
límite térmico de emergencia ante contingencias múltiples. Además operar
elementos del SEN
límites máximos es
poner al sistema en una situación de alerta permanente, pues
en cualquier momento
pude darse una situación que implique sobrepasar los límites seguros de tales
elementos e incluso del SEN en su conjunto. El Operador del Sistema a su
criterio, puede sobrepasar los límites establecidos, sin perder de vista las
consecuencias que ello pueda acarrear a los usuarios del SEN.
(…)
ICE:
Se reitera el comentario del ICE acerca de que la operación en islas o
subsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado de eventos extremos,
lo que necesariamente provoca desequilibrios en el servicio eléctrico, por lo
que resulta inadecuado solicitar el cumplimiento de los mismos criterios de
desempeño que se tiene bajo circunstancias normales. El sobredimensionar un
sistema para que cumpla los mismos criterios de calidad y confiabilidad en
operación normal y ante contingencias extremas no es un práctica común y tiene
un alto costo que los usuarios deben asumir.
A modo de ejemplo, el sistema de Costa Rica tiene la particularidad de
que actualmente la mayor generación está en el norte y la mayor carga en el
centro. Si el sistema formara islas entre el norte y el centro tendríamos
exceso de generación en el norte con poca carga y en el centro exceso de carga
y poca generación.
Mantener las condiciones normales de operación en ambas islas requiere
necesariamente de sobre instalar (con respecto al sistema total) generación en
el centro, solamente para poder acatar este punto de la regulación. Por lo
anterior, se solicita eliminar este punto del presente reglamento.
Esto también aplica para el inciso j) del artículo 11, en donde se
solicita ante un caso de operación en islas del SEN, la instalación de esquemas
suplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones de
calidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.
Análisis técnico: Este Organismo es conocedor que la operación en
islas o subsistemas eléctricos se presentan como consecuencia de eventos
aislados, tal como el caso de la contingencia del 21 de octubre del 2013. No
obstante ello, de ninguna manera, este Organismo Regulador puede permitir la
operación en islas o subsistemas eléctricos aislados en condiciones de calidad
negativas para los usuarios. Si el Operador del Sistema no puede garantizar una
operación en condiciones de calidad de ningún subsistema, se debe de abstener
de hacerlo, salvo durante un proceso de restablecimiento del SEN.
En lo que respecta al inciso J del artículo 11, de igual forma el ICE
debe de valorar técnica, económica e incluso probabilísticamente la
conveniencia de una operación en forma aislada de un subsistema eléctrico y
consecuentemente tomar las previsiones del caso. Nuevamente se reitera que si
el Operador del Sistema no puede garantizar una operación en condiciones de calidad
de ningún subsistema, se debe de abstener de hacerlo, salvo durante un proceso
de restablecimiento del SEN, ello sin perjuicio de la responsabilidad que
implique condiciones de suministro deficientes durante el proceso de
restablecimiento del sistema eléctrico nacional o regional.
(…)
Artículo 11. Desconexión de carga por baja frecuencia.
(…)
ICE:
Se solicita modificar en el artículo lo resaltado a continuación:
El esquema de desconexión de carga por baja frecuencia en la red será
implementado de acuerdo con los requerimientos que determinen los estudios
correspondientes elaborados por el Operador del Sistema y coordinados con los
participantes del negocio eléctrico (generadores, transmisores, distribuidores
y abonados o usuarios en alta tensión). El rango de variación, conformado por
varias etapas, que se elija para dicho esquema, debe ser actualizado
dependiendo de las necesidades de la red y de su evolución en el tiempo,
debiendo revisarse periódicamente y por lo menos una vez al año. También se debe
tomar en cuenta lo relativo a la reserva rodante para contribuir en conjunto
con los otros sistemas eléctricos de América Central a evitar la
desconexión parcial de cargas en la primera etapa de operación de este esquema,
lo cual es válido solamente cuando el SEN opera interconectado con el
SER (no es un requisito que se pueda cumplir cuando el SEN opera
aislado). En ese sentido el Sistema Eléctrico Nacional debe operarse en
todo momento con una reserva rodante mínima que defina el Operador
del Sistema con la aprobación de la ARESEP y que además debe respetar lo
reglamentado por la regulación regional. ARESEP: Análisis Técnico: No se
acepta lo solicitado por el ICE en cuanto a establecer condiciones de operación
distintas entre la operación aislada del SEN y la operación integrada con el
SER. La operación del SEN en forma aislada debe ajustarse a las mejores
prácticas técnicas de aplicación general y conforme a niveles óptimos de
calidad, continuidad, confiabilidad, etc., debiendo la operación integrada con el
SER mejora tales niveles.
(…)
a. (…)
ICE:
El disparo de la unidad de generación de mayor capacidad del sistema, no
debe activar la primera etapa de desconexión, cuando el SEN opere
interconectado con el SER.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por el ICE pues no
hay justificantes para establecer diferencias operativas radicales entre
operación aislada e integral del SEN. No se aportan justificantes técnicas.
(…)
j. (…)
ICE:
Al igual que se expuso en la objeción al inciso g del artículo 10, la
operación en islas o subsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado
de eventos extremos, lo que necesariamente provoca desequilibrios en el
servicio eléctrico. En este sentido, no es adecuado solicitar el cumplimiento
de los mismos criterios de desempeño que se tiene bajo circunstancias normales.
Por lo tanto, resulta improcedente la solicitud de instalación de
esquema suplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones
de calidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.
Por lo anterior, se solicita eliminar este punto del presente
reglamento.
ARESEP. Análisis técnico: Se reitera lo indicado en el artículo 10.
(…)
Artículo 12. Ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de
generación.
(…)
ICE:
Se solicita cambiar el texto: “El ICE será responsable de verificar los
ajustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque
de generación nacional” por el siguiente: “El Operador del Sistema será
responsable de verificarlos ajustes correctos de los relés de frecuencia de
todas las unidades del parque de generación nacional”. Lo anterior dado que el
Operador del Sistema es la figura del ICE más adecuada para dicha revisión,
pues fue quien definió los valores según lo indicado en esta misma norma y es
un ente que puede verificar generadores que no son ICE, como por ejemplo los de
distribuidoras.
ARESEP: Análisis técnico: Se acepta lo solicitado por el ICE y se
corrige la redacción.
ACOPE, ENEL:
Se solicita cambiar el nombre ICE por el de Operador del sistema al
final de este artículo, cuya redacción sería: “El Operador del Sistema,
especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés
de frecuencia, de acuerdo con los estudios de análisis de estabilidad. El
Operador del Sistema será responsable de verificar los ajustes correctos de los
relés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional.”
Justificación: para ser consistentes en este reglamento es necesario que el Operador
del sistema sea quien tenga estas potestades. Además eso evita que el ICE sea
juez y parte.
ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta y se corrige.
(…)
Artículo 15. Responsabilidades.
(…)
ICE:
Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:
“Es responsabilidad del Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como
mínimo: el estado de los interruptores, las tensiones en barras del sistema de
transmisión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas y los
transformadores, los intercambios regionales, la generación activa y reactiva
de todas las unidades de generación con potencia igual o superior a 5 MW…“. Lo
anterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW
y 5 MW. El capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores
menores a 1 MW; éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores
mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema y lo indicado en
el artículo 39. Por ejemplo actualmente existen plantas con potencias entre 1
MW y 5 MW que transmiten al CENCE datos de interés del OS.
Se recomienda que el texto sea: “Es responsabilidad del Operador del
Sistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los interruptores,
las tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos de potencia
activa y reactiva por las líneas y los transformadores, los intercambios
regionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades de generación
con potencia igual o superior a 1 MW… “
ARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas
con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya
que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables
por el Operador del Sistema. Adicionalmente, no indica el ICE cuales son los
datos de interés del OS que transmiten dichas plantas, ni el impacto sobre la
operación óptima y de seguridad operativa, para poder ser evaluados por la
ARESEP con respecto a su costo beneficio para la operación óptima del SEN.
Consecuentemente con lo anterior, no se acepta la solicitud del ICE.
(…)
Artículo 17. Mantenimiento del SEN.
(…)
ICE:
Se solicita cambiar la redacción de este artículo por la siguiente: “En
la programación del mantenimiento de los diferentes elementos del SEN, se
deberá reducir el impacto sobre la operación del sistema y evitar, en lo
posible, la desconexión de carga. Anualmente bajo los procedimientos y
mecanismos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad
Reguladora, el ICE, las empresas de transmisión y de generación y los abonados
o usuarios en alta tensión, deberán de enviar al Operador del Sistema el
programa de mantenimiento anual predictivo y preventivo de los elementos
generadores conectados al SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV y superior, así como elementos de la red de transmisión.
El Operador del Sistema podrá hacer los ajustes necesarios en la
calendarización de las actividades de mantenimiento con fines de seguridad operativa
y de satisfacción óptima económica de la demanda.”
Se propone la nueva redacción para evitar recibir planes de
mantenimientos de elementos de las redes de distribución.
ARESEP: Análisis Técnico: No se acepta la solicitud del ICE, pues
parece olvidarse de que existen gran cantidad de generadores interconectados a
las redes de distribución, por lo que es importante que el ICE reciba también
datos de mantenimientos de redes de distribución en las cuales hay inyección de
energía al SEN, los cuales pueden incidir en su operación.
(…)
Artículo 18. Control de frecuencia: regulación secundaria y primaria.
(…)
ICE:
Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:
“Todas las plantas del sistema con potencias iguales o superiores a 5 1 MW están
en la obligación de operar cumpliendo con los requisitos técnicos indicados por
el Operador del Sistema, salvo que por restricciones técnicas no estén en
capacidad de operar en esa condición.” Lo anterior, debido a que con el texto
actual se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW y 5 MW. Creemos
que el capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores
menores a 1 MW y que éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores
mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema indicados en los
artículos 39, 40 y 41.
ARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas
con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya
que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables
por el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el
SEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para
poder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación
con la operación óptima del SEN y la seguridad operativa del mismo y mucho
menos el impacto de un generador con una potencia menor a 5 MW sobre la
regulación primaria y secundaria del SEN. Por lo anterior, se rechaza la
petición del ICE.
(…)
CAPÍTULO V.
EXPANSIÓN Y DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.
ICE:
El título de este Capítulo V induce a pensar que su contenido está
dedicado a normar los procesos de planeamiento de la expansión de los tres
subsistemas del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución). Sin
embargo, de los nueve artículos que lo integran, los artículos del 24 al 28
están dedicados exclusivamente a temas de operación y estándares de diseño.
Si bien es cierto, la política energética nacional la dicta el
ministerio de planificación y el ministerio de ambiente y energía, es
conveniente que la ARESEP, como responsable de velar por una correcta expansión
y diseño del sistema eléctrico nacional, incorpore los artículos 20, 21, 22,
23, en el Capítulo V, sin embargo los artículos 24, 25, 26, 27 y 28, estarían
mejor ubicados en el capítulo iii: planeamiento de la operación del SEN. Se
solicita reubicar los cinco artículos numerados del 24 al 28, en el Capítulo
III: planeamiento de la operación del SEN.
ARESEP: Análisis técnico: Para efectos de claridad en lo que respecta
al objetivo y alcance de este capítulo, el mismo se titulará “EXPANSIÓN Y
DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.”
(…)
Artículo 21. Expansión de la transmisión.
(…)
ICE:
En el segundo párrafo del artículo 21 se plantea una mezcla no deseable
de temas de transmisión referidos a temas de generación, que de forma correcta
son tratados en el artículo 22.
Este párrafo menciona también que se debe disponer de un sistema de
respaldo de transformación en subestaciones de transmisión y distribución que
en caso de falla de la unidad de transformación más grande se garantice la
satisfacción de la demanda local. La redacción no es clara en si se debe
respaldar la capacidad de transformación por subestación o si deben existir
respaldos entre subestaciones para abastecer dicha demanda.
Se solicita aceptar la siguiente redacción: “Adicionalmente, deberá de
planearse una red de transmisión flexible, robusta y adaptada tecnológica y
estructuralmente para incorporar la mayor cantidad de generación disponible y
toda la carga del sistema.
Además deben existir respaldos entre subestaciones de transmisión y
distribución que permitan garantizar la satisfacción total de la demanda de una
subestación, que presente una falla en su unidad de transformación más grande.
ARESEP: Análisis técnico: Los sistemas de generación y transmisión
operan en forma integrada por lo que no existe mezcla de conceptos. Por otra
parte la capacidad de transformación debe efectuarse de manera óptima técnica y
económicamente, ya sea mediante respaldo de la capacidad de transformación por
subestación o mediante respaldos entre subestaciones. En todo caso debe
garantizarse abastecer la demanda. Por lo anterior, se rechaza lo solicitado
por el ICE.
(…)
Artículo 22. Expansión de la generación.
(…)
RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:
No considera el principio de costo total y costo evitado
No considera que también dicho costo puede ser mayor en tecnologías
modernas como son generación con residuos sólidos, si se compara a las tasas
actuales en Hidroeléctricas y Eólicas, pues en Costa Rica no existe una
industria de esta naturaleza. Sin embargo FEMETROM tiene planes para producir
con residuos sólidos, lo que permitiría en futuro reducir el costo, por medio
de economías de escala una que se establezcan las primeras plantas en el país.
Además, tanto la ARESEP como el ICE deben contemplar en las estructura de
costos elementos esenciales para producir energía esta naturaleza como son: 1-
plantas de separación (MRFs por sus siglas en ingles)
que incentiven el reciclaje y homogenización de las residuos sólidos usados
como combustibles,2-Sistemas de limpieza de gases para brindar la seguridad de
que las plantas operan dentro de parámetros legales 3-Sistemas de monitoreo en
tiempo real auditables por las autoridades de salud. Esto implica que la
estructura de capital a considerar dentro del rubro de inversiones no debe
limitarse solo sistema de generación si incluir esos elementos Las plantas de
generación con residuos sólidos no solo brindan beneficios directos de carácter
ambiental al dar un uso alternativo a los residuos sólidos, sino que disminuyen
los costos de transporte y polución del ambiente.
También beneficios indirectos al evitar la pérdida de valor de las
tierras adyacentes o tensión social por la instalación de nuevos rellenos
sanitarios cercanos a centros de población. Se debe considerar que se
substituye la generación térmica por un sistema de mayor confiabilidad que no
depende de la estacionalidad o del clima. Estas plantas pueden funcionar 24
horas, como energía de base que evitan el arranque de las térmicas. Además
pueden entregar poder distribuido lo que mejora la calidad del sistema y
disminuye la circulación de camiones de basura. Se está evitando costo debido a
la substitución. Se debe establecer por ende el principio de Costo Evitado o no
incurrido. Basado el ese principio el costo total es menor ya que disminuye el
uso de plantas térmicas las cuales operan por encima de las 30 centavos de
dólar en promedio (en algunos casos hasta de 50 centavos de dólar) por
Megavatio. O la importación de energía cuyos precios también son mayores al
promedio local. Muchos veces las energía renovales pueden tener precios mayores
pero tiene beneficio adiciones. Estos beneficios totales para el país deben ser
determinados y considerados en el precio como externalidades. La determinación
de una banda de precio debe considerar 1) el promedio del precio de la
electricidad no comprada mercado centroamericano (piso de la banda) 2) Y el no
uso de las plantas térmicas a costo promedio mensual (techo de la banda). El
país debe incentivar inversiones en tecnologías nuevas para dejar de depender
única y exclusivamente de energías que son variables como son hidroeléctricas ,
solar o eólica y o políticamente sensibles como la geotérmica dentro de parques
nacionales Dando paso a nuevas alternativas no presentes en el país .
ARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez el cual
no solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno. Se toma nota de su
comentario
(…)
Artículo 23. Generación térmica a base de derivados de petróleo.
(…)
ICE:
Aunque la ARESEP tiene la responsabilidad de velar por una correcta
expansión y diseño del Sistema Eléctrico Nacional, en aras de la calidad,
cantidad, confiabilidad, continuidad, el concepto aplicado a la generación
térmica en el artículo 23 no es el deseable para el SEN.
Se solicita aceptar la siguiente redacción: “La incorporación y uso de
generación térmica a base de derivados de petróleo deberá ser la menor posible,
siempre y cuando permita minimizar el costo total del sistema de generación.
Estas unidades térmicas, cuyo costo total (operación e inversión) es el óptimo
para la matriz energética, se conectaran a un sistema de transmisión, robusto y
flexible, que permita el transporte de la generación térmica a los centros de
carga del Sistema Eléctrico Nacional.”
ARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad del objetivo regulatorio
de acepta la redacción sugerida por el ICE.
(…)
Artículo 26. Desbalance de fases.
(…)
ICE:
Respecto a la redacción de la primera parte del artículo 26, se propone
incorporar el texto resaltado de la siguiente forma: “En condiciones normales
de operación el desbalance de la tensión no debe exceder el 3%, en
condiciones de ausencia de carga.”
ARESEP: Análisis Técnico: Lo sugerido por el ICE no tiene impacto sobre
el objetivo regulatorio de este artículo, por lo que se rechaza su solicitud.
(…)
Artículo 27. Seguridad.
(…)
ICE:
El inciso a) de este artículo define aspectos de voltaje y tiempos de
respuesta, que se deben tener en el sistema después de despejada una falla,
pero no da claridad respecto a qué tipo de falla y a qué nivel de voltaje se
refieren. Por esto se recomienda aceptar la siguiente redacción: a. Una vez
despejada una contingencia única (n-1) del Sistema de Transmisión, la tensión
no debe permanecer por debajo del 80% del valor nominal por más de 700
milisegundos.
Además, se
recomienda modificar el texto del inciso “c”:
“c. No se den
sobrecargas en líneas ni en transformadores”
Por el siguiente
“c. No se den
sobrecargas permanentes en líneas ni en transformadores.”
Lo anterior pues en
el artículo 13 se indica que son permitidas sobrecargas temporales ante
contingencias múltiples.
ARESEP: Análisis técnico: No se aceptan las observaciones del ICE por
cuanto las condiciones de tensión deben darse independientemente del tipo de
falla, sea simple o múltiple. Además se permite la operación del sistema con
sobrecargas, no la planeación y diseño del SEN bajo condiciones de sobrecarga.
Por otra parte el articulado debe interpretarse en forma integral con la norma
y no de manera individual o aislada.
(…)
Artículo 31. Obligaciones del ICE y de las empresas de transmisión y
distribución.
(…)
PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita agregar la frase “Para las empresas generadoras estos costos
serán reconocidos en sus tarifas” en la segunda parte de este artículo, cuyo
texto quedaría:
Corresponden al ICE ,a las empresas de generación y distribución y a los
usuarios en alta tensión:
a. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al
control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad
Reguladora. Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus
tarifas. Justificación: Cuando el sector eléctrico tenga un mercado abierto,
estos cargos tienen sentido. Antes no tienen ningún asidero. En caso de que lo
cobren, deberá ser reconocido como parte de los costos que deben ser incluidos
en las tarifas de
los generadores
privados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree en este
reglamento para estos administrados.
ARESEP: Análisis técnico: El Operador del Sistema debe ser financiado.
No es necesario agregar lo solicitado por Plantas Eólicas, pues todos los
costos son considerados en las tarifas.
Corresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución y a los
usuarios en alta tensión:
(…)
ACOPE, ENEL:
Para el punto b) de este artículo se solicita mantener el plazo de 90
días para responder al interesado, pues 120 días es un plazo muy prolongado e
innecesario.
Tómese en cuenta que dicho plazo excede cualquier plazo razonable
establecido en normas de rango superior a este reglamento. Por ejemplo, el
artículo 32 de la Ley de la Jurisdicción Constitucional define un plazo de
respuesta de diez días hábiles; incluso (y solo como ejemplo y para crear un
paralelismo) el artículo 261 de la Ley General de la Administración Pública
establece que un procedimiento administrativo no debe tardar más de dos meses.
El plazo propuesto en este reglamento duplica sin que exista una justificación
razonable al respecto.
ARESEP: Análisis técnico: La norma establece un plazo máximo de 120
días, el cual desde luego debe estar debidamente justificado por el Operador
del Sistema en cada caso.
ENEL:
En el inciso a del artículo 31, la propuesta de norma indica “Cancelar
al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y
operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora”. Dichos cargos no
debiesen ser aplicables en un mercado cerrado. Sin embargo, en caso de
aplicarse, éstos deben también ser incluidos como un costo a compensar mediante
las tarifas de referencia que establezca la ARESEP para generadores privados.
Solicitud: Establecer que dichos cargos, así como cualquier otro costo que
impone este reglamento a los administrados, serán incluidos en las metodologías
de cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra
de energía por parte del ICE a los generadores privados.
ARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado
por ENEL, ya que esos son aspectos tarifarios que se atenderán cuando
corresponda.
(…)
Artículo 32. Obligaciones de los interesados y usuarios:
(…)
ICE:
Incluir en el inciso “c” lo resaltado (negrita y cursiva), ya que no se
está considerando que en el país existe otra empresa de transmisión (EPR)
además del ICE:
a. Cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje, puesta
en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos según lo
establezcan las normas que propongan el Operador del Sistema, el ICE, las
empresas de transmisión y las empresas distribuidoras y la Autoridad
Reguladora apruebe.
ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta lo indicado por el ICE pues fue una
omisión involuntaria
ACOPE, ENEL:
Del concepto “usuarios generadores” debe quitarse la palabra “usuarios”
debido a que no está definido el concepto “usuarios generadores”. También debe
quitarse la palabra “conectados” debido a que las obligaciones mencionadas en
este artículo aplican para nuevas solicitudes de interconexión. En el caso de
los incisos a), b), e i) se solicita incluir, al final de esos incisos el
siguiente texto: Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos
en sus tarifas. Específicamente para el punto a) debe indicarse que cualquier
pago deberá ser conforme con lo que establezca la Autoridad Reguladora, tal y
como se aplica en el punto b).Específicamente para el punto c) es necesario
incluir a otros participantes como los generadores privados, los interesados, y
los usuarios para que pueden proponer normas técnicas para que sean valoradas y
aprobadas por la ARESEP. Cualquier norma técnica sometida a la ARESEP debe
pasar el debido proceso según lo establece la ley 7593.Eliminar el punto f) de
este artículo, pues no se puede obligar a un actor a someterse a procedimientos
y cumplir requisitos de otro actor, sin que sean valorados y aprobados
previamente por la ARESEP. Justificación: En caso de que cobren los cargos
indicados en los incisos a), b), e i), estos cargos deberán ser reconocidos
como parte de los costos que deben ser incluidos en las tarifas de los
generadores privados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree
en este reglamento para estos administrados.
ARESEP. Análisis Técnico: Existe la definición de “usuario” y de
“generador”, por lo que el término “usuarios generadores”, es fácilmente
comprensible. Por otra parte el artículo establece tanto, obligaciones para
usuarios conectados, como de interesados en proceso de trámite para una
conexión al SEN. En cuanto a los costos, sobra indicar lo manifestado por
ACOPE, pues dichos costos se tomarán en la fijación tarifaria. Los costos de
los estudios de acceso es un proceso administrativo a realizar por el CENCE, en
el caso de controversia entre el CENCE yun interesado
por el monto de dicho estudio, la Autoridad Reguladora resolverá de conformidad
con sus potestades legales. En cuanto al inciso c, se acepta y se incorpora lo
indicado por ACOPE y finalmente es inadmisible lo solicitado por el ACOPE, de
eliminar el punto f, pues se estaría llegando a límites de coadministración con
las empresas.
ENEL, PLANTAS EÓLICAS:
En el inciso a del artículo 32, se indica “Pagar al ICE, a la empresa de
transmisión o a la empresa distribuidora los costos incurridos por la
realización de los estudios que ocasionen la solicitud de conexión”; en el
inciso b, se indica “Cancelar los cargos, donde sea aplicable, asociados a la
conexión, uso y servicios de la red de transporte y de distribución, según lo
establezca la Autoridad Reguladora”; adicionalmente en el inciso i, se indica
”Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control,
supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora”.
Dichos cargos son responsabilidad del ICE, los cuales son incluidos en su
modelo de tarifas de venta de energía de ese Instituto a sus usuarios. Sin
embargo, en caso de traspasarse a los generadores privados, éstos deben ser
incluidos en las metodologías de cálculo de las tarifas de referencia estimadas
por la ARESEP para la compra de energía por parte del ICE a los generadores
privados. Solicitud: Aclarar que dichos cargos así como otro costos que se
establezcan en este reglamento para estos administrados, requieren ser
establecidos por la ARESEP, y que serán incluidos en las metodologías de
cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra de
energía por parte del ICE a los generadores privados. Asimismo, se solicita
modificar en el artículo el término usuarios generadores por Generadores, a fin
de dar consistencia al reglamento.
ARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado
por
ENEL ya que esos son aspectos tarifarios.
(…)
Artículo 33. Propiedad de los equipos de conexión.
(…)
ICE:
Modificar el texto como se indica: “Si la conexión es viable técnica y
económicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la empresa distribuidora no
posee los recursos técnicos y financieros para ofrecer el punto de conexión, el
usuario podrá correr ejecutar con sus propios recursos la construcción
del punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos
por la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el “contrato de
conexión” (capítulo VII de esta norma).” Análisis técnico: Es una mejora de
redacción. Se acepta y se incorpora.
ACOPE, ENEL:
Modificar el primer párrafo de este artículo para agregar el término:
“en el inciso c) del artículo 32 de esta norma”, de la siguiente forma: “Si la
conexión es viable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa
transmisora o la empresa distribuidora no posee los recursos técnicos y
financieros para ofrecer el punto de conexión, el usuario podrá correr con sus
propios recursos la construcción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla
con los requisitos establecidos en el inciso c) del artículo 32 de esta norma.“
Justificación: Es necesario eliminar la intromisión de otros actores en las
funciones de regulación que son propias de la ARESEP por lo que solicitamos se
ajuste la redacción del inciso c) del artículo 32 de la propuesta de
reglamento, que en lo que interesa señala que:
Artículo 32.Obligaciones de los interesados y usuarios:
Se establecen a los interesados y usuarios generadores conectados al SEN
en alta y media tensión las obligaciones siguientes, según les corresponda:
c. cumplir las normativas técnicas de diseño, construcción, montaje
puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos
según lo establezcan las normas que propagan el Operador del Sistema, el ICE y
las empresas distribuidoras y la Autoridad Reguladora apruebe.
Es importante destacar que en la propuesta se nota una serie de
delegaciones en favor del Instituto Costarricense de Electricidad, del operador
del sistema, que más bien caen dentro del elenco de facultades exclusivas de la
Autoridad Reguladora que no pueden ser delegadas, a pesar que la AERESP es la
llamada a establecer estas normas técnicas que indefectiblemente inciden en la
calidad de la prestación del servicio. Esta potestad –deber es de sobra
conocida por la ARESEP toda vez que se encuentra establecida en los artículos 5
inciso a) y 25 ambos de la Ley 7593, el artículo 4 del Decreto Ejecutivo N
29732-MP e incluso las normas técnicas establecidas en las resoluciones
RRG-2242-de las 8:30 horas, RRG-2444 de las 8:50 horas del 21 de diciembre de
2001 y RRG-2439- 2001 de las 8:30 horas todas del 21 de diciembre de 2001 en
donde incluye normas respecto de diseño, montaje y construcción de equipos. Es
decir tanto por vía de norma de rango legal, como de resolución de la entidad
reguladora las normas de calidad son potestad exclusiva e indelegables de la ARESEP
y que se derivan de los objetos y propósitos para los cuales fue creada. La Ley
General de la Administración Pública es muy clara en su artículo 90 incisos c)
y d) que en lo que interesa señalan:
“Artículo 90.-
La delegación tendrá siempre los siguientes límites: (…)
c) No podrá hacerse una delegación total ni
tampoco de las competencias esenciales del rgano, que
le dan nombre o que justifican su existencia;
d) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por
razón de la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; …” Dos
ideas son sumamente importante tomarlas en cuenta. La primera es el contenido
del inciso c). La esencia de la Autoridad Reguladora es regular aquellas
empresas que prestan servicios a los cuales el legislador le ha dado una
connotación de servicio público:
“Artículo 5.- Funciones
En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad
Reguladora fijará precios y tarifas; además, velará por el cumplimiento de las
normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y
prestación óptima, según el artículo 25 de esta ley. Los servicios públicos
antes mencionados son…”
Como corolario de sus facultades regulatorias, la ARESEP está facultada
para emitir reglamentos técnicos sectoriales por medio de los cuales se regulen
aspectos esenciales que los operadores de los servicios públicos deben de
acatar durante la prestación del servicio. La lógica que subyace es que
existiría un evidente conflicto de intereses en perjuicio de una de las partes
si la ARESEP delega en uno de los administrados la fijación de requisitos
técnicos que incidan en la calidad del servicio o bien, delega esta facultad
sin establecer una serie de parámetros objetivos para que los prestadores
definan dichos requisitos basados únicamente en la subjetividad del
funcionario. Este conflicto de interés lógicamente afectará a las empresas
generadoras privadas de energía a las cuales se les obligaría cumplir con
requisitos que no fueron aprobados por ARESEP mediante los mecanismos previstos
por la Ley 7593
La Procuraduría General de la República, mediante el dictamen
C-134-2001, señaló que:
“Para este Despacho, con base en esas normas es claro que la entidad
pública responsable de los rescates arqueológicos en Costa Rica es el Museo
Nacional. Se le ha otorgado esa atribución por su idoneidad específica para la
protección y rescate debidos del patrimonio arqueológico, en los términos
empleados por la Ley No. 1542 del 7 de marzo de 1953:
"Artículo 1º.-
El Museo Nacional de Costa Rica es el centro encargado de recoger,
estudiar y conservar debidamente ejemplares representativos de la flora y la
fauna del país, y de los minerales de su suelo, así como de sus reliquias
históricas y arqueológicas, y servirá como centro de exposición y estudio. Con
ese objeto, y a fin de promover el desarrollo de la etnografía y la historia
nacionales, aprovechará la colaboración científica que más convenga a sus
propósitos." (El destacado no pertenece al original)
En consecuencia, el rescate arqueológico es una tarea exclusiva del
Museo Nacional, conferida en virtud de su idoneidad técnica, razón por la cual
no procede su delegación en los términos del artículo 89, inciso 3) de la Ley
General de la Administración Pública que dispone: "No será posible la
delegación cuando la competencia haya sido otorgada al delegante en razón de su
específica idoneidad para el cargo."
En el mismo sentido, no pueden delegarse las competencias esenciales del
órgano o que justifican su existencia (artículo 90, inciso c) del mismo cuerpo
normativo. Y ello acontece en orden a la labor de rescate arqueológico a cargo
del Museo Nacional.”
El caso de la ARESEP es igual al expuesto en el criterio de la
Procuraduría; por su idoneidad específica es ésta, y no los operadores o administrados,
quien debe definir requisitos para la prestación del servicio.
En lo concerniente al inciso d) del artículo 90 de la Ley General de la
Administración Pública, la delegación no es posible entre instituciones de
funciones y competencias tan diferentes como lo son la ARESEP y el ICE. En
palabras de la Procuraduría General de la República:
“El artículo 84 de la Ley General de la Administración Pública regula lo
relativo a la transferencia de competencias administrativas, regulando las
diversas formas que puede asumir: delegación, avocación, sustitución del
titular o de un acto, subrogación y suplencia.
Para todas esas tipologías de transferencia, se establece que tratándose
de competencias externas que se trasladan de un órgano a otro, o de un servidor
público a otro, las mismas requerirán de una norma expresa para tenerse como
autorizadas; debiendo dicha norma ser de un rango jerárquico igual o superior
al de aquella que crea la competencia y proscribiéndose, de modo expreso, la
transferencia en virtud de práctica, uso o costumbre. (artículo 85).
Por otra parte, el numeral 87 de dicho cuerpo normativo introduce dos
requisitos fundamentales para la validez de una transferencia de esa
naturaleza: en primer lugar, debe ser temporal y en segundo lugar, debe
realizarse a través de una decisión motivada, entendiendo que dichos requisitos
deben cumplirse en el acto de transferencia….
Artículo 90.-
La delegación tendrá siempre los siguientes límites:
…
c) No podrá hacerse una delegación total ni tampoco de las competencias
esenciales del órgano, que le dan nombre o que justifican su existencia;
d) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por
razón de la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; y
…
Asimismo, debemos destacar que la posibilidad de delegar la competencia
es limitada y dado ello, la delegación puede ser revocada en cualquier momento
por el órgano delegante. De igual forma, se establece en la ley, que la
delegación opera sólo entre órganos de la misma clase, por razón de la materia,
el territorio y la naturaleza de la función. La delegación consiste en el
traspaso temporal de atribuciones de una persona física a otra, entendiéndose
que se trata de titulares de órganos de la misma organización….
CONCLUSIONES
c) La delegación como medio de transferencia de competencias, sólo puede
operar mediante norma expresa y entre órganos de la misma clase, por razón de
la materia, el territorio y la naturaleza de la función. Dado ello, no podría
facultarse a un trabajador social de una institución ajena al IMAS, que realice
la calificación destinada por ley a ésta, por cuanto no existe norma que lo
autorice y por cuanto el IMAS es un ente descentralizado del Estado que en
consecuencia, no podría delegar en otros entes u órganos de la Administración,
el ejercicio de una atribución pública legalmente asignada;…”
La delegación es un acto de voluntad de la Administración Pública que
está sujeto a los requisitos que impone la ley, los cuales se traducen en un
límite infranqueable derivado de los principios constitucionales de Legalidad y
de Interdicción de la Arbitrariedad.
Consecuentemente, la delegación que pretende aprobar la ARESEP no puede
operar, toda vez que no existe una norma de rango legal que, expresamente
habilite a dicha Autoridad a delegar facultades regulatorias en favor del ICE o
cualquier otro prestador de servicio público.
ARESEP. Análisis técnico: Para mayor claridad se indica lo solicitado
por ACOPE, no obstante se le aclara que este Organismo no está delegando sus
responsabilidades sino que evita llegar a un grado de coadministración con las
empresas.
(…)
Artículo 34. Contrato de conexión.
(…)
ACOPE, ENEL:
Se solicita incluir un plazo máximo de 15 días calendario para la
revisión del contrato de conexión por parte del Operador del Sistema.
ARESEP. Análisis técnico. Este es un aspecto a establecer en los
protocolos y procedimientos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la
Autoridad Reguladora. Para mayor claridad se indica lo anterior al final del
artículo.
ICE:
Nuevamente se insiste en la necesidad de un convenio de conexión que
aplique para obras que pertenecen al mismo propietario de la red de transmisión
o distribución en la que se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato
por ser la misma persona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red
de transmisión del ICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en
su propia red. La CRIE solicita en el artículo 4.3.5.1 del Libro III del RMER
para la puesta en servicio de la conexión en la RTR:
“La puesta en servicio de una conexión será autorizada por el EOR, en
consulta con el OS/OM y el Agente Transmisor, cuando el solicitante haya
cumplido con lo siguiente:… d) La suscripción del Contrato de Conexión u
otorgamiento de la autorización de conexión, de acuerdo a lo previsto en las
regulaciones nacionales de cada país; y …”
Por lo anterior, se solicita modificar el título del artículo 34 con el
nombre: “Contrato o convenio de conexión”.
ARESEP. Análisis Técnico: Contrato o convenio es un mismo término por
lo que se rechaza lo solicitado por el ICE.
(…)
Artículo 35. Aspectos contractuales.
(…)
ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se
entiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto
resaltado con negrita y subrayado:
El “Contrato de Conexión”, tanto para conexiones nuevas como para
existentes, deberá incluir al menos la información siguiente:
a. Definición de la terminología utilizada y la forma como debe
interpretarse el contrato.
b. Determinación del objeto y alcance del contrato, incluyendo las
obligaciones que se impongan al Operador del Sistema, al ICE, a la empresa de transmisión
a la empresa distribuidora o a los usuarios.
c. Cita de la legislación que forma parte del contrato y rige en su
interpretación y alcance:
i. Leyes 7593, 7200, 7508 y sus reformas, y reglamentos y leyes conexas
ii. Resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía,
en las redes de transporte o de distribución, así como de los cargos por
operación del sistema correspondiente al Operador del Sistema emitidas por la
Autoridad Reguladora.
iii. Normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora.
iv. Normas técnicas propuestas por el Operador del Sistema o el ICE y
aprobadas por la Autoridad Reguladora
d. Cargos por conexión a la red de transmisión o de distribución fijados
por la Autoridad Reguladora
i. Determinación de los cargos a pagar por los usuarios, forma de
facturación y pago.
ii. Cronograma para el diseño, adquisición, construcción y puesta en
servicio de la conexión.
iii. Frecuencia de revisión de los cargos.
iv. Información que el usuario debe suministrar al Operador del Sistema,
al ICE, empresa de transmisión o empresa distribuidora para que puedan calcular
los cargos correspondientes y ser aprobados por la Autoridad Reguladora.
e. Cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada
del SEN, fijados por la Autoridad Reguladora.
f. Descripción de las obras y equipos que hacen parte de la conexión así
como los límites físicos de la propiedad:
i. Del inmueble.
ii. En los equipos de alta, media y baja tensión.
iii. En los circuitos de protecciones.
iv. En los circuitos de sincronización.
v. En los circuitos de control.
vi. En el equipo registrador cronológico de eventos y registrador de
fallas.
vii. En telecomunicaciones y telecontrol.
viii. En los circuitos de medida y telemedida.
ix. En el sistema contra incendio.
x. Otros aspectos que sean necesarios especificar.
g. De la transferencia al ICE, a la empresa de transmisión o empresa
distribuidora de las líneas de derivación y del punto de conexión.
h. Asignación de responsabilidad y las condiciones técnicas de la
operación y mantenimiento, preventivo y correctivo, para coordinar su ejecución
de tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o
líneas.
i. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.
j. Los servicios prestados entre las partes tales como:
i. La operación.
ii. El mantenimiento.
iii. Las comunicaciones.
iv. Los servicios auxiliares.
v. El suministro eléctrico para servicios propios.
vi. Préstamo o arriendo de equipo
vii. Servicios de supervisión, medición e información.
k. Las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las
partes.
l. Especificación del plazo de vigencia y causales de finalización del
contrato.
m. Las causales de modificaciones y cancelaciones del contrato.
n. Pólizas de responsabilidad civil por los daños a consecuencia de
deficiencias
o fallas operativas en instalaciones y equipos.
o. Requisitos técnicos solicitados por el Operador del Sistema.
p. Listado de anexos que contengan los documentos relacionados con el
contrato.
q. Cualquier otro
aspecto que regule los deberes y derechos de las partes. Justificación: El
apartado iv del punto c) crea inseguridad jurídica, y releva a la ARESEP de su
mandato, por eso debe eliminarse. Esto ya se contempla en el apartado iii del
punto c). En el punto d) cualquier cargo o tarifa para los servicios de este
reglamento debe ser previamente determinado por la ARESEP, y en caso de que se
cobren a los generadores privados, estos cargos deberá ser reconocido como
parte de los costos que deben ser incluidos en sus tarifas. Esto también aplica
para cualquier otro costo que se cree en este reglamento para estos
administrados. Adicionalmente el subíndice i es repetición del postulado
indicado en d. Los otros temas de los subíndices ii al iv no tienen relación
con los cargos, por eso deben ser eliminados. El subíndice x del punto f) es
innecesario y confuso.
Debe ser eliminado. En el caso del punto n) no se entiende la
justificación de este requisito, que no ha existido antes en el SEN. Es mejor
eliminarlo. En el caso del punto q) el reglamento debe ser taxativo, y no en
adecuado dejar cláusulas abiertas que producen inseguridad jurídica e
indeterminación. Es mejor eliminarlo.
ARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad se considera dejar los
apartados iv y iii del punto c). No se evidencia ninguna inseguridad jurídica,
como lo afirma ACOPE. Por otra parte resulta innecesario señalar lo indicado
por ACOPE en relación con el reconocimientos de estos costos en las tarifas. En
relación al subíndice i del punto d), se reubica para mayor claridad. Los demás
subíndices quedan tal y como están. El subíndice x del punto f) es necesario
que quede para establecer condiciones contractuales especiales. En cuanto al
punto n) es necesario el establecimiento de pólizas de responsabilidad civil. Y
por último es necesario para establecer condiciones contractuales especiales
que convengan las partes.
(…)
Artículo 38. Requisitos técnicos de las conexiones.
(…)
ENEL:
En el apartado A del artículo 38, se indica “…los requerimientos de
aislamiento externo y coordinación de aislamiento en el sitio de conexión
usuario – ICE o empresa de transmisión o empresa distribuidora, deben cumplir
con las normas aplicables, en el momento de su diseño”. Solicitud: Ajustar el
texto, indicando “…deben cumplir con la normativa aprobada por la Autoridad
Reguladora, en el momento de su diseño”. En el inciso f del apartado A del
artículo 38, se indica “Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta
a tierra de conformidad con lo que establezca el ICE o la empresa distribuidora
según corresponda”. No obstante, es la ARESEP quien debe incluir los requisitos
técnicos e indicarlos como parte de este reglamento. Solicitud: Ajustar el
texto, indicando “Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta a
tierra según la normativa aprobada por la Autoridad Reguladora”.
Adicionalmente, solicitamos especificar los requisitos e incluirlos en este
reglamento.
ARESEP: Análisis Técnico: La Autoridad Reguladora no puede llegar a
establecer detalles de normativa técnica en lo que respecta a diseño de
infraestructura eléctrica y de equipamiento, aspectos que les corresponde a las
empresas eléctricas, debiendo la Autoridad Reguladora avalar dichas normas, si
se considera oportuno desde el punto de vista regulatorio, y dirimir los
conflictos que se presenten. Caso contrario se estaría llegando a un estado de
coadministración.
(…)
Artículo 39. Requisitos técnicos para la conexión de generadores al SEN.
(…)
a. Equipo de protección.
(…)
ICE:
Se solicita agregar el texto al final del segundo párrafo del inciso “b”
que se resalta a continuación:
“El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán
al Generador los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de respaldo
por fallas en los equipos del Generador conectados directamente al sistema de
transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de transmisión
conectados directamente al equipo del Generador, desde el inicio de la falla
hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia. El Operador del
Sistema especificará para las plantas de generación renovables no
convencionales, mayores de 1 MW, los requisitos mínimos requeridos para
soportar huecos de tensión en la red de transmisión sin la desconexión
de éstos del SEN, con el fin de garantizar la seguridad y confiabilidad
del Sistema Eléctrico Nacional.” Lo es anterior es necesario para cubrir
los requisitos de tecnologías como plantas fotovoltaicas y eólicas.
ARESEP: Análisis técnico: No se considera necesario, pues el segundo
párrafo es claro en sí mismo para todo tipo de fuente de energía primaria. El
Operador del sistema debe establecer tales requisitos conforme a lo indicado en
el artículo 45 de esta norma y en el contrato de conexión (artículo 34 y 35).
(…)
f. Equipo de supervisión y control.
(…)
ACOPE, PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se
entiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto resaltado
con negrita y subrayado:
a. Equipo de interrupción.
Toda conexión entre un “Generador” y el SEN debe ser a través de
interruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de
cortocircuito en el punto de conexión. Mediante los estudios indicados en el
Capítulo III de esta norma, el ICE o la empresa distribuidora brindarán al
usuario, en un plazo no mayor a 90 días contados a partir del día siguiente a
la formulación de la petitoria y como parte del estudio de conexión (artículo
30), la información necesaria de valores de corriente de cortocircuito y la
capacidad de los interruptores de potencia del sistema de transporte o de
distribución en el punto de conexión.
b. Equipo de protección.
Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al
sistema de transmisión deben cumplir con los requisitos que el ARESEP ICE
o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema establezcan para reducir
a un mínimo el impacto en el SEN por fallas en los circuitos propiedad de los
generadores.
El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán
al “Generador” los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de
respaldo por fallas en los equipos del “Generador” conectados directamente al
sistema de transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de
transmisión conectados directamente al equipo del “Generador”, desde el inicio
de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia.
Con base en las normas de este reglamento A criterio del ICE y
del Operador del
Sistema, el “Generador” debe proveer una protección de falla de
interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores locales
o remotos, que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable después
de detectada la condición de falla de interruptor.
Adicionalmente y siempre según las normas establecidas por la ARESEP a
criterio del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema, el
“Generador” deberá proveer las protecciones que minimizan el impacto de fallas
sobre el SEN siguientes:
i. Protección por deslizamiento de polos, la cual se exigirá según los
requerimientos de operación del SEN.
ii. Protección de alta y baja frecuencia según los límites especificados
en el plan de operación y el artículo 12 de esta norma.
Los sistemas de protección deberán contar con equipos de respaldo para
garantizar la integridad de los esquemas de protección y deberán ser
adecuadamente coordinados, según los requerimientos del ICE o de la empresa de
transmisión y del Operador del Sistema y además instalados de común acuerdo con
el ICE.
De igual forma, las protecciones de las unidades de generación y sus
conexiones al sistema de distribución deben cumplir con los requisitos que
establezca la ARESEP que la empresa distribuidora y el Operador del Sistema
establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN y en la red de
distribución por fallas en los circuitos de propiedad de los generadores.
c. Equipo de medición comercial.
El “Generador” La empresa transmisora o la empresa distribuidora,
según corresponda, debe proveer la infraestructura y equipo necesario en el
punto de conexión para llevar la información que se requiera de medición
y registro de potencia, y de calidad, para efectos tarifarios, de
conformidad con lo establecido en la disposición técnica AR-NTCON “Uso,
Funcionamiento y Control de Contadores Eléctricos” y con el Sistema de
Medición Comercial Regional, según corresponda.
d. Equipos de telecomunicaciones.
Para asegurar el correcto control operativo la coordinación entre
el “Generador” y el Operador del Sistema, según se consigne en el “Contrato de
Conexión” y a criterio del Operador del Sistema establecidos en protocolos
aprobados por la Autoridad Reguladora, se deben establecer uno o varios de los
siguientes servicios de telecomunicaciones:
i. Servicio de telefonía operativa.
ii. Teleprotección.
iii. Servicio de comunicación de emergencia (estación base de la red
móvil del ICE, red pública conmutable, telefonía celular) que dé respaldo en
los casos de colapso de la telefonía operativa.
iv. Servicio de telefax
Además de los anteriores servicios y siempre a criterio del Operador del
Sistema y del ICE, se debe proveer la infraestructura en las comunicaciones
para llevar la información desde el punto de conexión a la red de transmisión
siguiente:
i. Datos generados por el equipo de supervisión y control, según inciso
f) de este artículo.
ii. Datos del equipo de registro de fallas, según inciso e) de este
artículo.
iii. Datos del equipo de medición comercial, según inciso c) de este
artículo.
e. Equipo registrador de fallas.
El “Generador” debe disponer de un sistema registrador de fallas que
permita al Operador del Sistema, supervisar el desempeño de los circuitos de
conexión del “Generador” al SEN en el punto de conexión. Los requisitos
técnicos del sistema registrador de fallas serán especificados por el Operador
del Sistema en coordinación con el ICE.
f. Equipo de supervisión y control.
El “Generador” debe contar con la infraestructura y equipo necesario
para transmitir la información que se requiera para supervisión y control por
parte del Operador del Sistema.
Justificación: En el punto b) se eliminan las frases que remiten los
temas de reglamentación a los criterios del ICE o la empresa de transmisión, o
el Operador del Sistema, o las distribuidoras. No se entiende como el ARESEP
propone trasladar funciones de regulación y control, que le son propias, a
otros actores del SEN. Esta disposición es absolutamente arbitraria, y una norma
técnica no puede quedar a la ocurrencia de otros administrados de la ARESEP. Es
la Autoridad Reguladora quien debe incluir, explícitamente los requisitos para
este y otros temas técnicos. Se incluyen anexos como propuesta técnica al final
de este documento.
En el caso de los puntos d) y e) la razón para su eliminación es que el
generador puede no tener control sobre esa infraestructura, por lo que no es
posible establecer obligaciones que no se puedan cumplir. Es importante aclarar
este tema, pues produce inseguridad jurídica. No puede este tema quedar sin el
debido detalle a nivel de reglamento. Para su debido tratamiento se adjunta un
anexo al final de este documento. Adicionalmente no se entiende el
entrecomillado de la palabra generador, considerando que es parte de las
definiciones.
ARESEP: Análisis Técnico: En lo que respecta al punto b) es necesario
aclararle a ACOPE, que la ARESEP es un organismo regulador que supervisa el
accionar de los diferentes participantes de la industria eléctrica. No es un operador
para que asuma responsabilidades que no le competen, pues se estaría llegando a
estado de coadministración con respecto al Operador del Sistema; las empresas
transmisoras y distribuidoras tiene que asumir sus responsabilidades en cuanto
a la operación de sus redes. En ese sentido si existiese una controversia por
lo actuado por el Operador del Sistema, las empresas distribuidoras o
transmisoras, la ARESEP resolvería el conflicto, de conformidad con sus
potestades legales. Consecuentemente no se acepta lo indicado por ACOPE, pues
la ARESEP no puede llegar a establecer un nivel de detalle en cuanto a
normativas de diseño y construcción, pues se estaría llegando a un nivel de
coadministración. La ARESEP debe revisar requisitos y evaluar que no sean abusivos
y resolver todos los conflictos que en este tema de generen pero nunca llegar a
un nivel de detalle. En relación con los puntos d) y e) ACOPE no indica porque
no puede tener acceso a estos equipos. Y por último en cuanto a las comillas en
la palabra generador, estas fueron eliminadas como resultado de la audiencia
anterior a que fue sometida esta propuesta de norma.
(…)
Artículo 40. Requisitos técnicos del generador.
(…)
c. Ajustes de protecciones.
(…)
ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:
Es importante indicar que para todos los requisitos de este artículo,
existen normas internacionales que deben incluirse en este reglamento.
ARESEP: Análisis Técnico: Este Organismo Regulador es conocedor de la
existencia de normativa internacional, pero se le reitera a ACOPE, de que el
ente regulador no puede llegar a un nivel de detalle que implique
coadministración.
(…)
Artículo 41. Servicios auxiliares que el Generador debe proveer.
(…)
ICE:
Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:
“Todos los Generadores con unidades de generación iguales o superiores a
5MW 1MW, a requerimiento del Operador del Sistema y bajo las condiciones que
este establezca y apruebe la Autoridad Reguladora deben proveer:…”
Lo anterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores
entre 1 MW y 5 MW. Se considera que el capítulo XII de ésta norma regula las
condiciones para generadores menores a 1 MW y que éste artículo 41 presenta los
requisitos para generadores mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador
del Sistema indicado en el mismo.
Inciso i
Con respecto al inciso “i.” de este artículo se debe agregar el texto
resaltado:
i. Control de tensión y suministro de potencia reactiva.
Nota: No interesa que los generadores controlen la potencia reactiva,
pero sí que tengan la capacidad de suministrarla.
ARESEP: Análisis Técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas
con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya
que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables
por el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el
SEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para
poder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación
con la operación óptima del SEN. En cuanto al inciso i, el indicar tener
control de potencia reactiva implica la capacidad de suministrarla. No obstante
para mayor claridad se indica “Control de tensión y de suministro de potencia
reactiva.
ACOPE, ENEL:
Al final de este artículo es necesario incluir la frase: “Para las
empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas”.
Justificación: La ARESEP debe reconocer estos costos en las tarifas de los
generadores en caso de que sean cobrados, esto después de que la Autoridad
Reguladora defina su metodología de cálculo y su fijación.
ARESEP: Análisis técnico: Resulta innecesario indicar lo solicitado, ya
que esos son temas tarifarios.
(…)
Artículo 63. Porcentaje de restricción por seguridad operativa.
(…)
ICE:
Se recomienda modificar el indicador. La práctica de restricción por
seguridad operativa a veces requiere aplicar límites a la potencia total
transmitida por un grupo de líneas de transmisión. Lo anterior implica
problemas de calcular un “EGRESTOP” debido a que la distribución de los flujos
de potencia se da siguiendo razones de impedancia eléctrica y el punto de
operación del SEN. Lo anterior imposibilita el cálculo del valor deseado por
elemento, pues tendrían que suponerse condiciones de repartición de potencias
activas por las líneas y posibles despacho aguas arriba de este punto en la
red.
Se solicita modificar el indicador por un índice de tiempo porcentual de
la línea operando restringida. Este podría ser igual al tiempo semestral en que
la línea está restringida entre el tiempo total de horas del semestre. Con esto
se daría una indicación de zonas restringidas.
ARESEP: Análisis técnico: Se entiende las situaciones de restricción
por grupos de líneas de transmisión, pero no comprendemos las limitaciones para
calcular el indicador. Adicionalmente el ICE recomienda modificar el indicador
por un índice porcentual de la línea operando en forma restringida, pero no
aporta una propuesta concreta al respecto.
(…)
Artículo 66. Factor de utilización de una subestación.
(…)
ICE:
La última fórmula de este artículo en el
texto actual de la norma se define como sigue:
Dado que el indicador es para medir el grado de utilización, se solicita
a la ARESEP modificar la fórmula eliminando la capacidad de la unidad más
grande, ya que este es un valor global que va a medirse a lo largo de un
semestre completo, donde la condición de operación normal será con todas las
unidades de transformación en operación. La fórmula propuesta quedaría como
sigue:
ARESEP: Análisis técnico: No es claro el ICE en sus argumentos por lo
que se rechaza su solicitud.
(…)
Artículo 80. Clasificación de las indisponibilidades.
(...)
b) Por su origen
ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:
Se solicita sustituir los valores de la tabla 6, ubicada en el punto b)
de este artículo para que se lea de la siguiente forma:
Tabla N° 6
Clasificación de las indisponibilidades por su
duración
|
Tipo de
Indisponibilidad |
Duración |
|
Temporal |
Inferior o igual a
48 horas |
|
Prolongadas |
Superior a 48 horas |
Justificación: Los 30 minutos es un período demasiado corto y crearía una
alta carga de trabajo, costosa e innecesaria; por eso se proponen 48 horas como
un período más razonable
ARESEP: Análisis técnico: No detalla ACOPE
porque resultaría una alta carga de trabajo. Además es una clasificación de las
indisponibilidades. La oposición de ACOPE no tiene sentido técnico ni jurídico
por lo que se rechaza.
(…)
CAPÍTULO XII
GENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA PARA AUTOCONSUMO
El Capítulo XII norma la actividad de generación a pequeña escala con fuentes
renovables, tanto para autoconsumo como para uso y venta de excedentes. Como se
trata de dos actividades que tienen condiciones y características regulatorias
muy distintas, es conveniente que se traten claramente diferenciadas en la
norma, para lo cual solicitamos que se adopten las definiciones y los conceptos
básicos que a continuación se indican.
Las definiciones de las actividades de generación distribuida bajo
interés son:
Generación Aislada de la Red:
Generación de energía eléctrica que realiza un cliente eléctrico dentro
de su instalación, con el fin de abastecer únicamente sus necesidades
eléctricas propias. Se realiza desconectada del SEN y por lo tanto no es
regulada por la presente norma.
Generación Distribuida de Autoconsumo:
Generación de energía eléctrica, realizada por el cliente eléctrico
dentro de su instalación, con el único propósito de satisfacer exclusivamente
sus necesidades eléctricas propias, funcionando en paralelo con el SEN.
Generación Distribuida de Pequeña Escala:
Generación de energía eléctrica con sistemas de generación de pequeña
escala, realizada por el cliente eléctrico dentro de su instalación,
funcionando en paralelo con el SEN, con el doble propósito de satisfacer sus
necesidades propias y de vender la energía excedente a la empresa
distribuidora.
Atendiendo las definiciones anteriores, los conceptos básicos que debe
contener la norma son los siguientes:
Generación Aislada de la Red:
No se conecta al SEN
No requiere concesión
Por ser una actividad privada no requiere ser regulada por esta norma
Generación Distribuida de Autoconsumo:
Funcionamiento en paralelo con el SEN
No requiere concesión
La realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por
lo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico
Por política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a
cogeneración
Como el único propósito es satisfacer parcial o totalmente las
necesidades propias de electricidad, el cliente no puede vender energía ni
esperar retribución alguna de la empresa eléctrica
Por ser beneficioso tanto para el cliente eléctrico como para el sistema
eléctrico nacional, los eventuales excedentes de potencia que el cliente
inyecte a la red se acumularán en una cuenta anual para compensar la demanda
acumulada del cliente.
Las inyecciones acumuladas anuales en exceso sobre las demandas
acumuladas anuales no serán reconocidas por la empresa distribuidora
La fecha de inicio del período anual se debe fijar para cada cliente
según el tipo de fuente del sistema de generación, para permitir el
aprovechamiento máximo del ciclo estacional del recurso natural renovable
El sistema de generación puede ser de cualquier tamaño, ya que está
económicamente limitado por su función de autoconsumo
Por la misma razón, la acometida del cliente en la mayor parte de los
casos, será adecuada para soportar la operación del sistema de autoconsumo
Generación Distribuida de Pequeña Escala:
Funcionamiento en paralelo con el SEN.
Requiere concesión
La realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por
lo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico
Por política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a
cogeneración
Esta actividad tiene el doble propósito de satisfacer las necesidades
eléctricas del cliente eléctrico y vender energía a la empresa distribuidora
Requiere la contabilización independiente de los flujos demandados y de los
flujos inyectados a la red
Requiere un límite de tamaño (potencia o generación) para que calce con
la definición de pequeña escala
El precio de compra es regulado por la ARESEP
Estas definiciones imponen para la actividad clasificada como
“Generación Distribuida para Autoconsumo” las siguientes consideraciones y
conceptos:
Normas simplificadas para autoconsumo con sistemas pequeños
Los sistemas de generación pequeños en la categoría de Generación
Distribuida para Autoconsumo, del orden de unos pocos kW, no ponen
individualmente en riesgo la seguridad ni la operación del SEN como si lo
pueden hacer los grandes generadores.
La imposición de requisitos y revisiones desproporcionados se convierten
en barreras innecesarias para los clientes y en sobrecostos para el país.
Por esta razón, se deben prever los casos de generación distribuida para
autoconsumo de muy pequeña escala, y establecer una normativa simplificada para
ellos.
Interconexión de los sistemas de generación
En Generación Distribuida para Autoconsumo, el sistema de generación
está conectado dentro de la instalación eléctrica del cliente, funcionando en
paralelo con la red. Por lo tanto la interconexión entre el equipo generador y
el SEN es a través de la acometida eléctrica del cliente.
Como el único propósito de este sistema de generación es satisfacer las
demandas propias del cliente, su capacidad será del mismo orden de magnitud de
la capacidad que el cliente demanda de la red. Por lo tanto en la gran mayoría
de los casos, la acometida eléctrica con y sin sistema de generación es
exactamente la misma. Esto hace inconsistente solicitar obligatoriamente la
instalación de una nueva interconexión, o la instalación de transformadores
exclusivos para el sistema de generación.
Operación en isla
Entendiendo operación en isla la energización de un segmento de la red
separada del
resto del SEN, debe ser totalmente prohibida la operación en isla de la
red alimentada por un sistema de generación de un cliente bajo Generación
Distribuida para Autoconsumo. Los sistemas de protección y seguridad del
sistema que instale el cliente deben bloquear esta posibilidad.
Bajo el régimen de autoconsumo, cuyo objetivo único es atender demandas
propias, ningún cliente debe poder alimentar cargas de terceros a través de la
red, aunque sea temporalmente y bajo condiciones de excepción.
Operación y desconexión del sistema de generación
El único responsable de la operación del sistema de generación bajo el
régimen de autoconsumo es el cliente. Si la interacción del cliente con la red
causa cualquier tipo de perturbación, la empresa distribuidora debe poder
exigir al cliente que solucione el problema, y en casos graves o de urgencia,
la empresa distribuidora debe poder desconectar al cliente, incluso sin aviso
previo.
Es inconsistente normar que la empresa distribuidora pueda exigir la
capacidad de realizar maniobras remotas de conexión y desconexión del generador
que está dentro de la instalación del cliente.
Oposición y solicitud
Se solicita que la ARESEP adopte la definición de “Generación
Distribuida para Autoconsumo” y que la regule en forma separada de las otras
formas de generación distribuida que sí incluye el propósito de vender energía.
Esta regulación deberá ser consistente con las observaciones realizadas.
Dentro de la actividad de “Generación Distribuida para Autoconsumo”
también se solicita que la ARESEP establezca normas simplificadas para los
sistemas de generación de pequeño tamaño.
Se solicita además que se hagan los ajustes necesarios para que las
observaciones realizadas a los temas de conexiones, operación y desconexión, para
la Generación
Distribuida, sean incorporadas en esta norma.
En particular se llama la atención en la necesidad de ajustar los
artículos 3 del Capítulo I y los artículos 123, 124, 126, 131, 143, 147, 148 y
149 del Capítulo XII en lo que interesan a la “Generación Distribuida para
Autoconsumo”.
ARESEP: Análisis Técnico: El ICE presenta una mezcla de conceptos y
términos sin coherencia alguna los cuales no dan ningún valor agregado a la
norma propuesta cuyo objetivo es regular la generación a pequeña escala, a
partir de fuentes renovables que opera en paralelo con el SEN y que es
mayoritariamente para autoconsumo pero que tiene la opción de intercambiar
física y monetariamente, excedentes con las empresas distribuidoras. Por lo
anterior, se rechaza lo solicitado por el ICE.
(…)
Artículo 123. Libre acceso a la red de distribución nacional.
(…)
ACESOLAR:
El artículo 123 de la Norma Técnica POASEN, actualmente propone:
“El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de
interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de
fuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre
y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal
efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y
requisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan
las empresas distribuidoras. Además deberá contar con la concesión respectiva
de conformidad con la legislación vigente.”
Se solicita aclarar en el texto del artículo que la concesión de
servicio público se necesita únicamente para la medición neta compleja, pues
actualmente el texto es omiso y se podría interpretar que para la medición neta
sencilla también se requiere concesión. Ello no es necesario de conformidad con
la legislación vigente, pues con la medición neta sencilla no hay venta ni
reconocimiento económico de energía, por cuanto no se configura el servicio de
generación de energía regulado en el artículo 5 de la Ley N° 7543.
Se propone la siguiente redacción:
“El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de
interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de
fuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre
y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal
efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y
requisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan
las empresas distribuidoras. Además, para la medición neta compleja se deberá
contar con la concesión respectiva de conformidad con la legislación vigente.”
ARESEP: Análisis técnico: Desde el punto de vista jurídico tanto, la
operación de generadores en paralelo con el SEN es un servicio público
independientemente que el intercambio de energía sea meramente de unidades
físicas (neteo) o bien exista intercambio de unidades
monetarias. Por lo anterior, se rechaza la petitoria de
ACESOLAR.
CNFLSA, COOPELESCA:
El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de
interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de
fuentes de energía renovables es libre para cualquier abonado, siempre y cuando
la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el
interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos
establecidos en esta norma, y con las que con fundamento en ella, establezcan
las empresas distribuidoras. Además deberá de contar con la concesión
respectiva de conformidad con la legislación vigente.
Justificación: Se elimina el acceso a usuarios por cuanto, de acuerdo
con definición de generador a pequeña escala para autoconsumo un usuario no
podría tener acceso a la red de distribución para efectos de generación.
ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por la CNFLSA,
dado que un usuario con la debida autorización de un abonado, puede instalar en
un inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña escala para
autoconsumo.
COOPEGUANACASTE:
En el artículo se menciona: “El acceso a la red de distribución
nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para
autoconsumo a partir de fuentes de energía renovables es libre para cualquier
abonado o usuario…”Se recomienda excluir la palabra “usuario” toda vez que
éstos no son abonados (no consumen, no tienen medidor, no están conectados a la
red) de manera que el modelo de autoconsumo no cabe para esta figura.
ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por
COOPEGUANACASTE, dado que un usuario con la debida autorización de un abonado,
puede instalar en un inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña
escala para autoconsumo.
(…)
Artículo 124. Interconexiones autorizadas.
(…)
CNFLSA
Se autoriza la interconexión y operación en paralelo de micro
generadores con la red de distribución a baja tensión y la de mini generadores
a la red de distribución de media tensión a través de un transformador
exclusivo cuya capacidad será mínimo un 10% superior a la capacidad del mini
generador o del micro generador cuando corresponda. Justificación: Se agrega
esta condición técnica a los micro generadores cuando corresponda en función de
la potencia instalada y en congruencia con lo establecido en esta misma norma.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA ya
que los micro generadores cuya potencia es inferior a 100 KVA, pueden
interconectarse directamente a la red de distribución secundaria. En todo caso
si se requiriera el uso de un transformador exclusivo, el mismo debe
justificarse como resultado del estudio indicado en el artículo 126 de esta
norma.
(…)
Artículo 125. Capacidad de acceso.
(…)
ACESOLAR
ACESOLAR solicita que en ambos artículos (125 y 126) se establezca un plazo
razonable de repuesta por parte de las empresas distribuidoras para informar el
cliente el resultado de los estudios, así como las sanciones que se aplicaran
en caso de que la empresa distribuidora se niegue a cumplir con este deber.
Ello es importante pues la renuencia de las empresas distribuidoras a
desarrollar la capacidad técnica y administrativa para cumplir con estas
obligaciones, puede resultar en procedimientos largos e ineficientes que sean
un desincentivo para promover la generación distribuida en sitios de gran
interés. ACESOLAR propone que se establezca un plazo máximo de quince días
hábiles para tal respuesta.
ARESEP: Análisis técnico: Resulta inapropiado establecer requisito de
plazo en esta norma, ya que los mismos corresponde a la administración propia
de cada empresa y depende de las particularidades de cada empresa en lo que
respecta a área de cobertura, arquitectura y equipamiento de la red,
características geográficas, etc. En caso de un conflicto por el tiempo de
respuesta los interesados podrán interponer la queja ante la ARESEP la que
resolverá considerando los aspectos señalados.
(…)
Artículo 126. Limitaciones de acceso.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
En toda solicitud de conexión de un micro o mini generador a la red de
distribución, la empresa distribuidora deberá efectuar el estudio de viabilidad
técnica correspondiente, cuyo costo será cubierto por el interesado. El estudio
tomará en consideración el crecimiento de la demanda, la cargabilidad del
circuito, la naturaleza del recurso energético primario (eólico, fotovoltaico,
hidráulico, etc.) y los criterios normativos emitidos por la Autoridad
Reguladora en lo que respecta a continuidad y calidad del suministro, así como
las siguientes consideraciones:…Justificación: Se considera necesario
establecer explícitamente que los estudios necesarios para determinar la
viabilidad técnica de la conexión de un micro o mini generador a la red de
distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se puede
considerar como un gasto atribuible a la red de distribución cargado a la
tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA por
cuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad de sus redes para la
generación en paralelo con sus redes de conformidad con el artículo 125. En lo
que respecta al estudio indicado en el artículo 126, los costos de los mismos
es algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 y que
por tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad Regulador en su
momento oportuno.
COOPEGUANACASTE:
Es necesario especificar que los costos de los estudios aunque sean
realizados por la distribuidora, deben ser pagados por el interesado.
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por
COOPEGUANACASTE por cuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad
de sus redes para la generación en paralelo con sus redes de conformidad con el
artículo 125. En lo que respecta al estudio indicado en el artículo 126, los
costos de los mismos es algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el
artículo 132 y que por tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad
Regulador en su momento oportuno.
(…)
Artículo 127. Adecuaciones de red.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Los costos de las adecuaciones de la red de distribución para la
interconexión de mini generadores y de micro generadores correrán por cuenta
del interesado. Justificación:
Se considera necesario establecer explícitamente que cualesquiera adecuaciones
a la red de distribución originadas en la conexión de un micro o mini generador
a la red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se
puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución que sea
cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.
ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con
potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser
interconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se
considera aceptable lo solicitado por la
CNFLSA.
COOPEGUANACASTE:
Los sistemas de generación distribuida requieren de una inversión
importante de dinero, de manera que los abonados que se incorporen a esta
actividad serán aquellos con los mejores ingresos y no así aquellos de clases
sociales bajas, los cuales con apuros pueden pagar su recibo eléctrico
mensualmente. Bajo estas circunstancias lo lógico y lo justo es que los costos
asociados a adecuaciones de red en baja o media tensión para la conexión de
sistemas de generación distribuida, sean asumidos por los generadores de esos
costos y no trasladados vía tarifa al resto de los abonados.
Recomendamos que se señale que todas las adecuaciones de red
independientemente que sean en la redes de baja o de media tensión, deben ser
cubiertas por el interesado para no impactar las tarifas de los demás usuarios.
ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con
potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser
interconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se
considera aceptable lo solicitado por COOPEGUANACASTE.
(…)
Artículo 132. Costo de acceso a la red.
(…)
Ra-Newables SRL:
Añadir EXCLUSION MINIMO DE MT DE 120.000 KWH ANUAL (como tiene el ICE).
ARESEP: Análisis técnico: no se indica el fundamento técnico ni legal
para establecer la exclusión solicitada, por lo que se rechaza la petitoria de
Ra-Newables SRL.
CNFLSA, COOPELESCA:
En ambas modalidades de régimen contractual, tanto en el caso de excedentes
de producción como en el caso en que el consumo iguale a la producción, el
generador a pequeña escala deberá cancelar mensualmente a la empresa, el costo
de acceso a la red de distribución.
Justificación: El costo de acceso debe ser calculado por cada empresa
distribuidora y aprobado por ARESEP y debe cubrir los costos proporcionales de
desarrollo, operación y mantenimiento del sistema de distribución disponible y
los costos de disponibilidad del respaldo de la generación por cuanto estos
costos no deben ser cargados al resto de clientes y usuarios tanto de la
empresa distribuidora como del Sistema Eléctrico Nacional.
ARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se
atenderán oportunamente por la Autoridad Reguladora. No obstante para mayor
claridad se elimina el término “equivalente al monto de la tarifa mínima”
COOPEGUANACASTE:
El costo de acceso a la red debe ser calculado por cada empresa y puesto
en conocimiento de Aresep para su aprobación. La tarifa mínima actualmente no
refleja estos costos, más bien es un subsidio para los clientes que menor
consumo tienen y los cuales se suponen son los más pobres, esto especialmente
en las tarifas residenciales. Actualmente, en la estructura de costos de Coopeguanacaste el gasto de operación y mantenimiento más
el rédito para desarrollo significa un 27% de los ingresos. A manera de
ejemplo, un cliente que consume 1000kWh mensuales, le aporta a la Cooperativa
¢25.302 por los rubros indicados. Si abonados de este tipo instalan sus propios
sistemas de generación en forma tal que compensen su consumo (consumo neto
cero), pagarían solamente ¢2.070 (tarifa mínima actual), no obstante a que
seguirían generando los mismos costos a la distribuidora (mantenimiento de la
red, disponibilidad de la red, lectura, facturación, etc).
De esta forma queda claro que el esquema que plantea Aresep es una seria
amenaza financiera para las distribuidoras y especialmente para Coopeguanacaste, toda vez que se ubica en una zona de
altísima radiación solar por lo que se prevé una gran proliferación de sistemas
fotovoltaicos en caso de que a través de una normativa consigan condiciones
ventajosas a costa de los demás abonados.
ARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se
atenderán oportunamente por la Autoridad Reguladora. Adicionalmente, es
necesario indicarle a COOPEGUANACASTE, que la tarifa mínima debe corresponder a
los costos fijos de la empresa, aspecto tarifario que debe atenderse
oportunamente. No obstante para mayor claridad se elimina el término “equivalente
al monto de la tarifa mínima”
(…)
Artículo 139. Distorsión armónica de la tensión.
(…)
ACESOLAR:
El artículo 126 de la Norma Técnica POASEN establece:
“El generador deberá, si la empresa distribuidora lo requiere, adquirir
y mantener una póliza de responsabilidad civil por los daños que la operación
de sus equipos o fallas de sus instalaciones pueda ocasionar a la empresa
distribuidora o que ésta produzca asus abonados o
usuarios, a consecuencia de deficiencias o fallas operativas de sus instalaciones
y equipos.” ACESOLAR sugiere que se elimine su aplicación a los generadores
fotovoltaicos que utilicen inversores que cumplan con la norma UL1741, por
cumplir con los estándares de seguridad de la respectiva norma.
ARESEP: Análisis técnico: El artículo indica si la empresa lo requiere.
Es decir la póliza es a solicitud de la empresa distribuidora, la que
eventualmente deberá hacerse responsable de daños que la operación de ese
generador pueda causar en sus propias instalaciones o en la de los demás usuarios
servidos a través de su red de distribución, si se requiere y no la solicita.
(…)
Artículo 143. Operación en isla.
(…)
ACESOLAR:
Restringir la operación en isla por criterio de potencia, no tiene una
justificación técnica válida, pues los sistemas con inversores que cumplan con
la norma UL1741 no causan disturbio o daño alguno a la red de distribución.
Además, pueden existir usuarios de cualquier capacidad de potencia de
sistemas interesados en contar con un sistema interactivo con la red pero al
mismo tiempo que funcione con respaldo de energía, lo cual puede ser muy
beneficioso para el usuario y representar un incentivo más para instalar un
sistema de autoconsumo.
Por tanto, se recomienda la siguiente modificación al primer párrafo del
artículo:
“En caso de que los generadores distribuidos técnicamente sean capaces
de operar en forma aislada y la empresa distribuidora autorice dicha operación,
se requerirá de un canal de comunicación entre el sistema de protección de la
empresa distribuidora y el
generador distribuido.”
ARESEP: Análisis técnico: El artículo es bastante claro,
independientemente de la tecnología del generador. La operación en isla, de ser
técnicamente posible, será autorizada por la empresa distribuidora y deberá cumplir
con las condiciones técnicas que para tales efectos, se le establezcan por
parte de la empresa eléctrica y en concordancia con la normativa técnica
emitida por la Autoridad Reguladora.
En cuanto a los microgeneradores estos se
excluyeron pues son muy pequeños y están conectado a la red secundaria por lo
que su operación en isla puede alterar las condiciones de suministro a terceros
conectado a la red de distribución secundaria. No debe olvidar ACESOLAR que
está hablando generadores que operan en paralelo con la red. No son generadores
para autoconsumo puro sin interacción con la red.
(…)
Artículo 148. Causales para la desconexión.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Las empresas distribuidoras podrán desconectar las instalaciones del
generador a pequeña escala para autoconsumo, previo aviso de al menos 24 horas
de antelación, en las siguientes situaciones:
Justificación: Se considera necesario establecer claramente que son las
empresas distribuidoras las autorizadas para la desconexión.
ARESEP. Análisis Técnico. No se encuentra diferencia entre lo propuesto
y el texto de la norma.
(…)
Artículo 150. Obligaciones de las empresas distribuidoras.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Será responsabilidad de las empresas distribuidoras:
….
d. Adecuar la red de distribución en baja tensión para la interconexión
y operación en paralelo de los micro generadores cuyos costos serán cubiertos
por el interesado. Justificación: Se considera necesario establecer
explícitamente en el Inciso d. de este artículo que cualesquiera adecuaciones a
la red de distribución originadas en la conexión de un micro o mini generador a
la red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se
puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución que sea
cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.
ARESEP. Análisis Técnico: ARESEP. Análisis Técnico:
Se considera que para micro generadores con potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser interconectados a la red sin generar
adecuaciones a la red, por lo que no se considera aceptable lo solicitado por
la CNFLSA. En todo caso si se requiriera una adecuación la misma deberá ser
cancelada por el interesado de conformidad con lo indicado en el artículo 128
de esta norma.
(…)
Artículo 153. Liquidaciones contractuales.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
Las empresas distribuidoras son responsables de implementar los
mecanismos necesarios para efectuar las liquidaciones anuales para los
contratos tipo “Medición Neta Completa”, indicados en el artículo 131 de la
presente norma. Justificación: Se considera que este artículo no es congruente
con lo indicado en el Artículo 131 por cuanto el cambio en Inciso a de este
último hace inexistentes las liquidaciones mensuales de energía para los
contratos tipo “Medición Neta Sencilla” por lo que en ambos esquemas
contractuales definidos en el Artículo 131 serán
necesarias solamente
las liquidaciones anuales para los contratos.
ARESEP. Análisis
técnico: Es incorrecta la apreciación de la CNFLSA, en el contrato
“Medición Neta Sencilla”, se debe hacer liquidaciones mensuales de la
energía producida y consumida.
(…)
Artículo 154. Sistema de medición.
(…)
CNFLSA, COOPELESCA:
El sistema de medición para el registro de la energía consumida y generada
en los servicios con generación a pequeña escala para autoconsumo, estará a
cargo de la empresa eléctrica y cumplirá con lo indicado en la norma emitida
por la Autoridad Reguladora AR-NT-CON “Uso, funcionamiento y control de
contadores de energía eléctrica” y sus reformas. El costo del sistema de
medición, su operación y mantenimiento deberá ser cubierto por el generador.
Justificación: Se considera necesario establecer explícitamente en este
artículo que cualesquiera costo asociado al sistema de medición de un micro o
mini generador por su conexión a la red de distribución debe ser cubierto por
el interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto que sea cargado a
la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica ante la posibilidad
de que su conexión no represente ingresos para la empresa distribuidora.
ARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de
la empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el
artículo 132 de esta norma.
COOPEGUANACASTE:
Considerando los mismos argumentos que expresamos para el artículo 127,
creemos que el sistema de medición debe ser pagado por el interesado y no
traslado vía tarifa a todos los demás abonados que no tienen posibilidad de
contar con un sistema de generación distribuida. En este sentido es importante
recalcar que los medidores a utilizar son más costosos debido a que deben
conservar registros en dos direcciones del flujo de energía. Por otra parte, si
la norma establece que se permite un máximo de 49% de excedentes calculados
sobre la base de la generación mensual, esto hace automáticamente que se deba
instalar un medidor a la salida del generador para controlar el cumplimiento de
este tope, de manera que por cada generador posiblemente se tenga que contar
con dos sistemas de medición. Reiteramos nuestra solicitud y propuesta de que
el costo de los sistemas de medición para generadores sea asumido por ellos
mismos.
ARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de
la empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el
artículo 132 de esta norma.
(…)
Artículo 166. Confiabilidad y estabilidad.
(…)
ICE:
Se reitera el comentario del ICE. En la versión anterior del Artículo
166, se establecía que el Operador del Sistema en coordinación con el ICE se
encargarían de los que fuera relevante con respecto a los racionamientos
eléctricos y en esta nueva versión se eliminó la participación del ICE. Se
solicita volver a la redacción anterior debido a que la coordinación entre el
ICE y el Operador del Sistema es esencial para enfrentar estas situaciones de
una forma adecuada.
ARESEP. Análisis técnico: Al indicarse “… en coordinación con las
empresas transmisoras…”, de manera implícita abarca al ICE, pero para mayor claridad
se incorpora lo solicitado por el ICE.
(…)
Artículo 182. Derogación de la norma AR-NT-GT.
(…)
ICE:
Se deben incluir las siguientes notas al pie de la tabla de criterios de
planificación, diseño y operación del Anexo A. Estas aclaraciones forman parte
integral de dicha tabla.
“Las aclaraciones a la tabla anterior son:
1. La indisponibilidad de componentes por mantenimiento programado no se
considera como contingencias. Los Criterios de Seguridad deben cumplirse
durante los mantenimientos programados, lo que comprende el cumplimiento de
todas las categorías de la tabla anterior.
2. Los Criterios de Seguridad no necesariamente se tienen que cumplir para
porciones radiales del sistema, si no representan un peligro de seguridad para
el sistema eléctrico.
3. El límite de carga o límite térmico continuo corresponde a la magnitud
de corriente con que la línea o equipo puede operar en forma continua. El
límite de emergencia puede ser mayor al límite térmico continuo y corresponde
al límite de 10 minutos en caso que la sobrecarga se alivie por medios
automáticos o al límite de 30 minutos en caso que se deba aliviar la sobrecarga
por intervención manual del operador.
4. La estabilidad del sistema se refiere tanto a la estabilidad angular,
estabilidad de voltaje y estabilidad dinámica.
5. La falla de interruptor debe incluir tanto la no apertura cuando se
requiera, como la falla de aislamiento interno o externo en sus cámaras.
6. El disparo de carga en forma controlada para proteger el sistema en caso
de contingencias múltiples será ejecutado por medio de esquemas previamente
evaluados e implementados. Estos pueden ser esquemas de disparo manual de carga
o esquemas automáticos (sistemas de protección especial). Se acepta también el
disparo de generadores y cambios topológicos de la red si se determina que
salvaguardan la integridad del sistema en caso de contingencias múltiples. Los
sistemas de protección especial deben ser redundantes.
7. Los límites de carga aplican para todos los componentes del sistema.
8. Luego de ocurrir una contingencia única (falla de categoría B) debe
realizarse un ajuste del sistema eléctrico en un período de 30 minutos, para
que en caso de ocurrir una segunda contingencia de categoría B, se siga
cumpliendo con las consecuencias aceptables para esta categoría de falla.”
ARESEP. Análisis técnico: No se acepta incorporar las aclaraciones a la
tabla N° 2 solicitadas por el ICE, ya que estos son aspectos a considerar en
los procedimientos y protocolos establecidos en el artículo 45 de esta norma
técnica.
(…)
OTRAS POSICIONES DE CARÁCTER GENERAL
Ra-Newables SRL.
Sin Artículo específico; no está claro cómo tratar los excedentes si el
abonado está en una tarifa con distinción horaria, como la tarifa de media
tensión y las tarifas residenciales especiales de la CNFL.
Por ejemplo, un excedente en hora pico, ¿se aplica a faltantes
nocturnas, o se guarda hasta el mes siguiente? ¿Se lo hace 1 a 1, o se cuenta
un kWh en pico como 3 nocturnos, como hace el ICE?
ARESEP: Análisis técnico: La compensación de excedentes es de energía
conforme a la estructura tarifaria, según lo indicado en el artículo 159.
Sin articulo específico: Sería buena permitir clientes pedir medidor
adicional para poder separar cargas por una parte con un generador micro o mini
y por otra parte sin generador, con el objetivo aprovechar que la tarifa por
debajo de 3000 kwh/mes no factura demanda máxima. Se
podría exigir que en este caso el consumo mensual del nuevo medidor debe
quedarse por debajo de 1000kwh/mes, para evitar el meramente evitar cargas por
demanda.
ARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías
renovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de
energía.
Sin articulo específico: sería buena poder descontar la potencia
instalada del generador de la máxima demanda medida cada mes, para reconocer la
aportación de esta potencia, y hacer económicamente viable instalar un
generador que cubre menos que el 100% del consumo anual del abonado.
ARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías
renovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de
energía.
(…)
28. Que el 3 de marzo de 2014, la Secretaría de Junta Directiva mediante el
memorando 124-SJD- 2014, remitió a la DGAJR para su análisis la norma técnica
AR-NT-POASEN-2014. (Folio 475 del OT- 370-2013).
29. Que el 14 de marzo de 2014, la DGAJR mediante el oficio 193-DGAJR-2014,
rindió criterio cobre la norma técnica denominada Planeación, Operación y
Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional” AR-NTPOASEN.
CONSIDERANDO:
I. Que del oficio 193-DGAJR-2014 arriba citado, que sirve de sustento a la
presente resolución, se extrae lo siguiente:
“[…]
III. SOBRE LA COMPETENCIA DE LA JUNTA DIRECTIVA PARA DICTAR REGLAMENTOS
TÉCNICOS
El artículo 25 de la Ley 7593 faculta a la Autoridad Reguladora para
emitir reglamentos técnicos, y en ese sentido dispone dicho numeral lo
siguiente:
“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.”
Así mismo, el artículo 53 inciso n) de la Ley supracitada,
le atribuye a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, la potestad para
dictar dichos reglamentos técnicos. Este numeral al respecto señala:
“Artículo 53.- Deberes y atribuciones
Son deberes y atribuciones de la Junta Directiva:
[…]
n) Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta
aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en esta
Ley y las modificaciones de estos.
[…]”
En ese sentido, el artículo 6 inciso 14) del Reglamento Interno de
Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y
su Órgano Desconcentrado (RIOF), dispone que en materia regulatoria le
corresponde a la Junta Directiva:
“Artículo 6. Junta Directiva.
[…]
Tiene las siguientes funciones:
[…]
14. Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta
aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la
ley y las modificaciones de estos.
[…]”
Con base en la normativa citada, se concluye que compete a la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora la emisión de la norma técnica propuesta.
IV. PROCEDIMIENTO PARA APROBACIÓN DE LA NORMA TÉCNICA PROPUESTA
La Junta Directiva mediante el acuerdo 05-88-2013 de la sesión ordinaria
88-2013, ordenó “Someter al trámite de audiencia pública la siguiente propuesta
de norma técnica denominada “Planeación, Operación y Acceso al sistema
Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)”, siguiendo para ello el procedimiento
establecido en el artículo 36 de la Ley 7593.
Por lo anterior, el 14 de enero de 2014, se publicó la convocatoria a
audiencia pública en los diarios
La Nación y La Prensa Libre y el 23 de enero de 2014 fue publicada en La
Gaceta N° 16.
La audiencia pública fue celebrada el 13 de febrero del 2014 de forma
presencial en Bri Brí de
Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales de
Justicia de Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro,
Puntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro y Guápiles Centro.
Durante la celebración de la audiencia pública se recibieron 9
posiciones, sobre la citada propuesta de norma técnica de los siguientes
participantes: Plantas Eólicas Limitada, Ricardo Enrique Gutiérrez Quirós,
COOPELESCA, Asociación Costarricense de Productores de Energía, Asociación
Costarricense de Energía Solar, Molinos del Viento
del Arenal, P.H. Don Pedro, P.H. Río Volcán, P.H. Chucás,
COOPEGUANACASTE, ICE y CNFL.
Posteriormente, la DGAU, emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias mediante el oficio 548- DGAU-2014.
Ulteriormente, la Comisión Ad Hoc nombrada para este efecto, mediante el
oficio 0021-CAHMNE- 2014, remitió a la Junta Directiva de la Aresep “la
propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN Planeación, Operación y Acceso, al
Sistema Eléctrico Nacional” (ANEXO A), incluyendo el análisis de posiciones
(Anexo B) tramitada bajo el expediente OT-370-2013.
Dicha propuesta fue remitida por la Secretaría de Junta Directiva a la
DGAJR para su respectiva revisión, de conformidad con el artículo 13 inciso 15)
del RIOF. En ese sentido, este órgano asesor deberá valorar si existen cambios
a la propuesta de norma técnica, sometida al proceso de audiencia pública de
conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley 7593, y determinar
si ellos constituyen una modificación sustancial a la propuesta de norma
técnica remitida a la Junta Directiva por parte de la Comisión Ad Hoc nombrada
al efecto [–entendida como sustancial, la modificación, o bien, la introducción
de algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia pública, que afecte
significativamente la decisión final adoptada–] lo que ameritaría que se someta
la propuesta a una nueva audiencia pública.
Finalmente, la propuesta de norma técnica denominada Planeación,
Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, la cual incluirá
el análisis de las posiciones, deberá ser remitida a la Junta Directiva para
que sea aprobada y esta ordene la publicación respectiva.
De todo ello deberá informarse a la CGR con el fin de dar cumplimiento a
lo dispuesto en el informe DFOE-AE-IF-03-2012 y en el oficio DFOE-SD-0103,
antes del 30 de abril de 2014.
V. EN CUANTO A LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA Y LA MODIFICACIÓN SUSTANCIAL
DE LA NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA PÚBLICA
De previo a realizar las valoraciones sobre los cambios introducidos en
la propuesta de norma, producto de las posiciones manifestadas en la audiencia
pública, esta asesoría considera oportuno analizar en este apartado la
participación ciudadana y las modificaciones sustanciales de la propuesta de
norma técnica.
El artículo 9 de la Constitución Política, en relación con el 36 inciso
c) de la Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,
conforman el marco legal bajo el cual la ARESEP deber realizar las audiencias
públicas para la formulación y revisión de las normas técnicas señaladas en el
artículo 25 de la Ley 7593, como una manifestación del ejercicio del derecho
constitucional de participación ciudadana consagrado en el artículo 9 de la
Constitución Política.
Asimismo, dicho derecho constitucional ha sido plasmado en la sentencia
Nº 2010-10708 de las 09:52 horas del 18 de junio del 2010[1] de la Sala
Constitucional, que indica:
[1] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 2006-01796 de las 14.45 horas
del 15 de febrero de 2006 de la Sala Constitucional.
“III.- SOBRE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA. La participación de
los ciudadanos en la toma de decisiones públicas se encuentra prevista en el artículo
9 de la Constitución Política, por lo que adquiere el rango y la fuerza de un
derecho constitucional de carácter fundamental. No se trata de una desconstitucionalización del principio de legalidad de la
Administración Pública, aunque sí por supuesto, de una forma de gobierno más
democrático, que amplía los foros de debate sobre diferentes temas que le
afectan a la colectividad, y que por virtud de ello, quedan abiertos a la
intervención y opinión ciudadana.
Estamos, pues, ante una opción ya muy aceptada en la evolución del
concepto de democracia y este amparo ofrece una magnífica oportunidad de darle
clara y efectiva vigencia, para que no se quede en el mero discurso. El
precepto comentado, entonces, recoge el principio citado a través del acceso a la
información de que se dispone y a la divulgación de ella, para que la toma de
decisiones no se circunscriba a un limitado grupo de intereses.”
De lo anterior, se desprende la necesidad de crear un espacio real, en
el cual las personas que un tengan interés legítimo respecto a la norma
técnica, puedan manifestar su coadyuvancia u
oposición a la posible modificación.
En el caso de la ARESEP, ha quedado plenamente definida la importancia
de la celebración de las audiencias públicas, a fin de promover la transparencia
en la toma de decisiones. Jurisprudencia reiterada durante los años 2009, 2010
y 2011[2].
[2] Véase en ese sentido las sentencias Nº 2009-016649 de las 08:47
horas del 30 de octubre del 2009, Nº 2010-010708 de la 09:52 horas del 28 de
junio de 2010, y Nº 2011-003762 de las 14:58 horas del 23 de marzo de 2011.
está llamada a obtener, en protección del derecho a la información y
participación ciudadana…”
Al respecto la Sala Constitucional ha dispuesto:
“(…)
De esta forma, y de conformidad a nuestro sistema democrático, el ARESEP
se encuentra en la obligación de convocar a tal audiencia, particularmente para
garantizar el derecho de defensa y el acceso a una información que atañe a
todos y cada uno de los habitantes de nuestro país, de manera que las
decisiones no se tomen sorpresivamente para los interesados
"afectados". Precisamente, en la Ley de la ARESEP y su reglamento, el
legislador dispuso un procedimiento administrativo especial, que es la
audiencia pública cuya característica principal es la de dar transparencia en
las decisiones del Ente Regulador y la posibilidad de dar participación a los
consumidores y usuarios dentro del trámite.
Asimismo, al dar la
oportunidad de que participen en ella vecinos, organizaciones sociales, el
sector estatal y el privado, instituciones de defensa al ciudadano y otras
instituciones gubernamentales se logra obtener un mayor provecho, lo cual
facilita un mejor intercambio de información de los participantes,
constituyéndose la audiencia en un instrumento trascendental en la toma de
decisiones y un instrumento de transparencia en un sistema democrático como el
nuestro…Con esa audiencia se pretende que las personas interesadas manifiesten
lo que a bien tengan, respecto de la solicitud de fijación de tarifas que esté
en estudio ante la Autoridad Reguladora, por lo que no se le aplica la
rigurosidad que se exige para los procedimientos que pretendan la supresión de
un derecho subjetivo (sentencia 2002-08848 de las dieciséis horas cincuenta y
siete minutos del diez de septiembre de dos mil dos); sin embargo, no se trata
de un simple requisito formal, de manera que se pueda fijar de tal forma que
haga nugatorio el ejercicio del derecho que pretende tutelar, al otorgarse en
condiciones que impidan u obstaculicen el cumplimiento de los objetivos que
está llamada a obtener, en protección del derecho a la información y
participación ciudadana…”
V.- En conclusión, es claro que en aras de garantizar el derecho de
participación ciudadana previsto en el artículo 9 de la Constitución Política,
la audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos en aquellos casos en los que tramita un estudio de fijación tarifaria
de servicios públicos, debe permitir el ejercicio del derecho a la
participación de la comunidad en un asunto de su interés y debe de darse dentro
de un plazo razonable que permita a la comunidad manifestarse.(…)” Sentencia Nº
2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre del 2009. (El subrayado no
pertenece al original).
(…)”
Con respecto a dicho tema, la Sala Constitucional ha sido bastante
clara, en la importancia de que la ARESEP respete el derecho de participación
ciudadana mediante la celebración de audiencias públicas, señalando que éstas
no pueden observarse como una simple formalidad que finalmente no logre su
cometido de proteger el derecho de defensa de los interesados.
En ese sentido la Sala Constitucional, mediante sentencia Nº 2008-17093
de las 10:18 del 14 de noviembre de 2008[3], indica:
[3] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 1998-01318 de las 10:15 horas
del 27 de febrero de 1998 de la Sala Constitucional.
“… la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe hacer eficaz,
en todos los casos, la intervención y participación de los usuarios en los
procesos de fijación de tarifas, como consecuencia de lo dispuesto en el
artículo 9º constitucional, siendo que la audiencia no puede otorgarse en
condiciones tales que se convierta en una simple formalidad que no alcanza a
proteger el derecho o interés de los participantes. Partiendo de lo anterior,
se desprende que es relevante para esta Jurisdicción la existencia de una
probabilidad material, real y efectiva para las personas interesadas, de poder
intervenir en audiencias públicas…” (El subrayado no pertenece al original).
Obsérvese que si bien la celebración de las audiencias públicas como una
forma de participación ciudadana, es un derecho constitucionalmente
establecido, cuya finalidad es que los administrados ejerzan su derecho de
defensa, siempre y cuando tengan un interés directo en el asunto y puedan verse
afectados.
Así dicha Sala ha dicho:
Sentencia Nº 2006-15635 de las 10:52 horas del 27 de octubre de 2006[4]:
[4] Ver en igual sentido, las sentencias Nº 2008-8125 de las 18:22 horas
del 13 de mayo de 2008 y Nº 2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre
del 2009.
“La audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos
en aquellos casos en
los que tramita un estudio de aumento tarifario de servicios públicos,
tiene por objeto
permitir el ejercicio del derecho a la participación de la comunidad en un
asunto que le
afecta, directamente, con anterioridad a la toma de la decisión administrativa
y, en esa forma, se
constituye en una manifestación del principio democrático (sobre este
particular, véase la
sentencia Nº 2004-09434 de las 11:26 hrs. del 27 de
agosto del 2004).”
El subrayado no pertenece al original.
Queda claro que, la participación ciudadana no significa ejercer un
derecho de defensa sin ningún interés en particular, si no por el contrario,
tener la posibilidad de manifestarse respecto a un asunto que podría provocar
una afectación directa.
Así las cosas, de acuerdo con lo reseñado anteriormente, en apoyo con la
jurisprudencia emanada de la Sala Constitucional, es posible afirmar que en el
caso de la ARESEP la celebración de las audiencias en referencia, constituyen
una regla, mientras que podría llegar a determinarse de forma muy casuística,
aquellos casos en los cuales podría darse una excepción y prescindir de la
audiencia pública.
En ese sentido, la Sala Constitucional mediante el voto No. 7213-2012 de
las 16:01 horas del 30 de mayo del 2012, en el Considerando IV hizo referencia
a la obligación de ARESEP de
garantizar la
participación ciudadana en la formulación de metodologías tarifarias y que
cualquier cambio sustancial que se introduzca a la propuesta luego de ser
sometida a la audiencia pública, deberá ser sometido de nuevo a dicho
procedimiento, con el fin de no dejar en indefensión a los posibles afectados:
“(..)
A juicio del Tribunal Constitucional, las razones expuestas por la
autoridad recurrida en su informe, en el sentido que la inclusión de dicho
transitorio tenía por objeto disminuir los niveles de discrecionalidad en la
determinación del momento en que se aplicaría por primera ocasión el modelo de
ajuste tarifario, justamente justifica el hecho que se convocara a una
audiencia pública, en aras que los usuarios del servicio contaran ampliamente
con la oportunidad de referirse, pronunciarse e incluso cuestionar esa
situación. Sobre el particular, nota la Sala que la omisión de la Autoridad
Reguladora de Servicios Públicos de convocar a una audiencia pública para
conocer el contenido de dicho transitorio es ilegítima y lesiona, a todas
luces, el derecho protegido en el artículo 9º de la Constitución Política, en
que se proclama el derecho de los particulares de participar activamente en la
adopción de las decisiones políticas fundamentales y, en concreto, el aumento
de las tarifas de los servicios públicos. En este sentido, la Sala
Constitucional no aprecia en el caso concreto ninguna circunstancia que
justifique el hecho que no se haya sometido a la audiencia pública aludida el
contenido integral de la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. De 21 de diciembre de 2011, en los términos en que
finalmente ha sido aprobada por la Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos. En este orden de ideas, no tiene ninguna relevancia, a diferencia de
lo que sostiene la autoridad recurrida en su informe, la determinación de si se
trata de una fijación ordinaria o extraordinaria, teniendo en consideración que
el artículo 36 de la Ley No. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, establece en su inciso d), la obligación de la autoridad
recurrida de convocar a una audiencia, en la que podrán participar las personas
que tengan interés legítimo para manifestarse, cuando se trate de “La
formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas,
de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley”.
(…)
Es claro que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al haber
aprobado mediante la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011 el “Modelo automático de
ajuste para el servicio de transporte remunerado de personas modalidad
autobuses”, incluyendo el transitorio aludido, el cual no fue sometido a
conocimiento en la audiencia pública celebrada el 20 de de
[sic] julio de 2011, ha dejado a los usuarios de los servicios de transporte
público modalidad autobús en indefensión, justamente por la incertidumbre que
se genera acerca de sus efectos sobre sus intereses económicos.
(…)
Es evidente que la exigencia que se formula en esta sentencia no
constituye una cuestión de mero trámite o una simple formalidad, habida cuenta
que la omisión de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ha
propiciado en el caso presente que se aprobaran reglas novedosas en la
resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21
de diciembre de 2011, sin que los usuarios de los servicios de transporte
gozaran de la posibilidad de cuestionar el contenido de ese transitorio en la
audiencia pública.
(…)
Queda de manifiesto que la situación impugnada en este proceso de amparo
es ilegítima y vulnera el Derecho de la Constitución, razón por la cual lo
procedente es declarar con lugarel recurso en lo que
atañe a este extremo, dejándose sin efecto la resolución No. RJD-168-2011 de
las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011, así como
todos los actos posteriores en los cuales se ha aplicado ese modelo, con el fin
que todo su contenido sea sometido a la audiencia pública de ley.
(…)”Así las cosas, la ARESEP debe garantizar la participación ciudadana
para la emisión de las normas técnicas, tal como se extrae de la jurisprudencia
mencionada.
VI. COMPARACIÓN, ENTRE LA PROPUESTA DE NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA
PÚBLICA Y LA PROPUESTA DE NORMA REMITIDA POR LA COMISIÓN AD HOC, PARA
APROBACIÓN DE LA JUNTA DIRECTIVA
La comparación elaborada por este órgano asesor, se puede observar en la
Tabla 1, adjunta a este dictamen.
Del análisis comparativo de la versión de la norma citada sometida a
audiencia pública y de la remitida por la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio
0021-CAHMNE-2014, hemos identificado tres tipos de cambios:
1. Cambios de forma: se mejoran aspectos de redacción, para una mejor
comprensión.
2. Cambios aclaratorios: aclaran el contenido de la propuesta sometida a
audiencia pública sin introducir modificaciones sustanciales, que ameriten el
sometimiento de la propuesta a una nueva audiencia pública.
3. Cambios sustanciales: entendida como sustancial, la modificación, o
bien, la introducción de algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia
pública, que afecte significativamente la decisión final adoptada.
En total se identificaron 31 cambios, de los cuales 13 son de forma, 15
son aclaratorios y los restantes 3 son sustanciales (ver el detalle en la Tabla
1).
Del análisis realizado, se desprende que estos cambios sustanciales se
producen por la
modificación en los plazos
para el inciso a del artículo 131 ya que se varía el plazo sometido a
audiencia pública
para el reconocimiento de la compensación física de excedentes. En cuanto al
inciso b del mismo
artículo, se modifica la fecha de referencia para el cómputo del plazo usado
para la liquidación del saldo anual de excedentes.
Ahora bien, en cuanto a los artículos 157 y 159 se encuentran cambios
sustanciales de conformidad con el análisis realizado para el numeral 131 de la
propuesta. Dichas circunstancias provocan que la propuesta de norma técnica
deba ser sometida nuevamente a audiencia pública con la finalidad de garantizar
el derecho de participación ciudadana según lo desarrollado en el apartado V de
este dictamen y con el fin de no causar indefensión a los posibles interesados
en el trámite.
En este caso, dicha garantía se logra con el sometimiento a una tercera
audiencia pública de la norma técnica de “Planeación, Operación y Acceso, al
Sistema Eléctrico Nacional” AR-NTPOASEN.
[…]”
II. Con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes y de
acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1.- Aprobar la
norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico
Nacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el criterio 193-DGAJR-2014
y la propuesta remitida mediante el oficio 0021-CAHMNE-2014. 2.- Instruir
a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva
publicación de esta norma en el diario oficial La Gaceta. 3.- Comunicar
a la Contraloría General de la República este acuerdo, tal y como se dispone.
POR TANTO
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA
DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
ACUERDO 01-19-2014
I. Aprobar la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al
Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el
criterio 193-DGAJR-2014 y la propuesta remitida mediante el oficio
0021-CAHMNE-2014, tal y como se detalla a continuación:
“Planeación, Operación y
Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional”
(AR-NT-POASEN-2014)
CAPÍTULO I.
GENERALIDADES.
Artículo 1. Campo de aplicación.
Esta norma establece las condiciones técnicas generales bajo las cuales
se planeará, desarrollará y se operará el Sistema Eléctrico Nacional y las
condiciones técnicas, contractuales, comerciales y tarifarias con las cuales se
brindará acceso a los diferentes interesados en interconectarse con el Sistema
Eléctrico Nacional.
Su aplicación es de obligatoriedad, en lo que les corresponda, para
todos los abonados o usuarios en alta tensión, empresas de generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica, y abonados o usuarios en baja
y media tensión con generación a pequeña escala para autoconsumo, que se
encuentren establecidos en el país o que llegasen a establecerse bajo régimen
de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.