AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS
PÚBLICOS
RESOLUCIÓN RJD-030-2016
San José, a las quince horas y
cincuenta minutos del dieciocho de febrero de dos mil dieciséis
AJUSTES A LAS NORMAS TÉCNICAS Y
METODOLOGÍAS TARIFARIAS
APLICABLES A LA GENERACIÓN
DISTRIBUIDA PARA AUTOCONSUMO,
LUEGO DEL DICTAMEN C-165-2015 DE LA
PROCURADURÍA GENERAL
DE LA REPÚBLICA Y EL DECRETO
EJECUTIVO 39220-MINAE.
EXPEDIENTE OT-238-2015
RESULTANDO:
I. Que el 15 de abril de 2011, se
publicó en el Alcance N° 22 a La Gaceta N° 74, la Directriz N°
14-MINAET, dirigida a los integrantes del subsector de electricidad para
incentivar el desarrollo de sistemas de generación de electricidad con fuentes
renovables de energía en pequeña escala para el autoconsumo.
II. Que el 31 de marzo de 2014, la Junta
Directiva de la Autoridad Regulatoria, mediante el acuerdo 01-19-2014, de la
sesión extraordinaria 19-2014, dispuso aprobar la norma técnica denominada
AR-NT-POASEN “Planeamiento, operación y acceso al Sistema Eléctrico Nacional”,
publicada en La Gaceta N° 69 del 8 de abril de 2014, modificada con
acuerdo 04-24-2015 del 4 de junio de 2015. En el capítulo XII de dicha norma se
reguló la generación a pequeña escala para autoconsumo en sus dos modalidades
contractuales: medición neta sencilla y medición neta completa, partiendo de
que era considerada un servicio público regulado por la ARESEP.
III. Que el 15 de mayo de 2015, el señor
Edgar Gutiérrez Espeleta, Ministro de Ambiente y Energía mediante el oficio N°
DM-552-2015, realizó consulta a la Procuraduría General de la República sobre
el tema de generación distribuida para autoconsumo. Ampliada mediante oficio N°
DM-489-2015 del 1 de junio de 2015.
IV. Que el 25 de junio de 2015, la
Procuraduría General de la República mediante el criterio C-165-2015, se
pronunció sobre la consulta realizada por el Ministro de Ambiente y Energía,
dentro del cual se destacan las siguientes conclusiones:
• La generación distribuida “puede presentar diversas
modalidades. Entre ellas la medición neta sencilla, conocida también como
balance neto , y la medición neta completa”
• En la modalidad medición neta completa “los excedentes
generados por la generación distribuida y vertidos a la red son objeto de
compra por la empresa de distribución, por lo que no se trata solamente de
autoconsumo. Por tanto, supuesto en que estamos ante una prestación de servicio
público sujeta a lo dispuesto en la ley 7200 de cita y la Ley de la ARESEP. Por
lo que la generación distribuida con venta de excedentes requiere concesión de
servicio público, conforme lo dispuesto en las citadas leyes.”
• “En la generación distribuida con neteo simple, que es
objeto de la presente consulta, el generador vierte la energía consumida,
originándole un derecho a un consumo diferido de la energía producida e
incorporada a la red. Para efectos de verter los excedentes generados, el
generador requiere acceso y conexión a la red de distribución. Red y servicio
de distribución que son regulados.”
• “La distribución es, por disposición de ley, un servicio
público regulado que debe responder a una prestación optima en orden a su
calidad, confiabilidad, continuidad y oportunidad. Para lo cual se somete a las
normas técnicas elaboradas por la ARESEP.”
• “El acceso e interconexión a la
red distribución se formalizan en un contrato entre la empresa distribuidora y
el generador distribuido (…) con las normas técnicas emitidas por la ARESEP
para garantizar la seguridad y calidad de la prestación, la eficiencia del
servicio de distribución y de la red correspondiente”.
V. Que el 8 de octubre de 2015, se publicó el La
Gaceta N° 186, el Decreto Ejecutivo N° 39220-MINAE el “Reglamento
Generación Distribuida para Autoconsumo con Fuentes Renovables Modelo de
Contratación Medición neta sencilla” (Reglamento), dentro del cual se regula la
generación distribuida para autoconsumo en medición neta sencilla, destacando
las siguientes disposiciones:
“Artículo 1º—Objetivo. Regular
la actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables
utilizando el modelo contractual de medición neta sencilla, de forma que su
implementación contribuya con el modelo eléctrico del país, y se asegure la
prestación óptima del servicio de suministro eléctrico que se brinda a todos
los abonados”.
“Artículo 5º—Definiciones. Para
la aplicación del presente reglamento los términos que se mencionan tendrán el
siguiente significado:
Generación distribuida para autoconsumo: la alternativa para que los abonados
generen electricidad mediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer
sus necesidades, funcionando en paralelo con la red de distribución eléctrica,
bajo el concepto de depósito y devolución de energía.”
“Artículo 34. —Autorización para
almacenamiento y retiro de energía. El productor-consumidor podrá depositar
en la red de distribución la energía no consumida (…)”.
“Artículo 37. —Medición neta
sencilla. Esta modalidad permite que se deposite en la red de distribución la
energía no consumida en forma mensual, para hacer uso de ella durante un ciclo
anual, en forma de consumo diferido.
Si el productor-consumidor consume
más energía que la depositada en la red de distribución deberá pagar la
diferencia de acuerdo a las tarifas establecidas por la ARESEP (…)”.
“Artículo 42. —Tarifas. La ARESEP
será la responsable de establecer las tarifas de interconexión, acceso, cargos
por potencia, actividades de gestión administrativa y técnica y cualquier otro
cargo aplicable a la actividad regulada asociada a la generación distribuida
para autoconsumo modalidad contractual medición neta sencilla.”
“Artículo 48. —Adición. Adiciónese un
artículo 40 al Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro
de Energía Eléctrica, Decreto Ejecutivo Nº 30065-MINAE, del 15 de enero de
2002, y córrase la numeración pasando el actual artículo 40 a ser el 41.
Artículo 40 que se leerá de la siguiente manera: “Artículo 40.—La ARESEP será
la responsable de emitir las normas técnicas, tarifas y cualquiera otra
disposición necesaria aplicable a la actividad regulada asociada a la
generación distribuida para autoconsumo modalidad contractual medición neta
sencilla”.
“Transitorio II.—A partir de la
vigencia de este reglamento la ARESEP tendrá un plazo no mayor a los seis meses
para emitir o reformar las normas técnicas según la definición indicada en este
reglamento en su artículo 5 y demás disposiciones que regulen la generación
distribuida para autoconsumo con fuentes renovables en la modalidad contractual
medición neta sencilla, según su competencia, a lo establecido en el presente
reglamento, en concordancia con el artículo 4 de la Ley N° 8220, Ley de
Protección al Ciudadano del Exceso de Requisitos y Trámites Administrativos del
4 de marzo de 2002.”
VI. Que el 15 de octubre de 2015, se
publicó en La Gaceta N°200 el Decreto Ejecutivo N°39219-MINAE, el cual
declaró de interés público y con rango de Política Pública Sectorial la
ejecución de las acciones establecidas en el “VII Plan Nacional de Energía
2015-2030”. El Eje N° 2 del Plan Nacional de Energía (PNE), el cual establece
–entre otras cosas:
“(…)
Objetivo específico 2.3.2: Elaborar o reformar las normas que
definan las condiciones técnicas que la empresa distribuidora debe establecer a
los generadores distribuidos en los contratos de interconexión y el respectivo
esquema tarifario para la modalidad contractual medición neta sencilla.
Acciones:
a. Elaborar la norma o ajustar la
Norma “AR-NT-POASEN-2014, Capítulo XII referente a la modalidad contractual
medición neta sencilla. Plazo: diciembre de 2015.
b. Establecer las tarifas de
interconexión, acceso para la modalidad contractual medición neta sencilla.
Plazo: diciembre de 2015.” (págs. 83-84).
(…)”.
VII. Que el 09 de noviembre de 2015,
mediante el oficio 915-RG-2015 de conformidad con lo que se dispone en el
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), el Regulador General
designó a los miembros integrantes de la Comisión Autónoma Ad Hoc que tendrá a
su cargo el “(…) redactar los cambios en POASEN y otra normativa relacionada
con la Generación Distribuida, producto de la emisión del pronunciamiento de la
Procuraduría General de la República y del decreto que para efecto emitió el
MINAE. Debe incluirse también lo relacionado con las metodologías y fijaciones
de precios necesarias para que la actividad de generación distribuida cuente
con las condiciones mínimas necesarias que la ARESEP deba promulgar. (…)”.
VIII. Que el 13 de noviembre de 2015, la
Comisión Ad Hoc señalada en el considerando anterior, emitió el informe
remitido mediante oficio 001-CGD-2015, en el cual se recomiendo someter al
proceso de audiencia pública las propuestas de cambios en normativas técnicas y
metodologías tarifarias.
IX. Que el 19 de noviembre de 2015,
mediante acuerdo de JD 05-58-2015, se acuerda someter al proceso de audiencia
pública los ajustes en la normativa técnica y metodologías tarifarias de
generación distribuida.
X. Que el 9 de diciembre del 2015 se publicó la
convocatoria a la respectiva audiencia pública en La Gaceta Nº 239
(folios 40). El 11 de diciembre del 2015 se publicó en los diarios de
circulación nacional La Teja (folio 41) y La Extra (folio 42).
XI. Que el 12 de enero del 2016, se llevó
a cabo la respectiva Audiencia Pública, de conformidad con el artículo 36 de la
Ley 7593, en los siguientes lugares: de manera presencial en el Auditorio de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, ubicado en Guachipelín de
Escazú, Oficentro Multipark, edificio Turrubares; por medio del sistema de videoconferencia
interconectado con los Tribunales de Justicia ubicados en los centros de
Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas.
XII. Que el 14 de enero del 2016, mediante
oficio 0158-DGAU-2016/108158 de la Dirección General de Atención al Usuario, se
emite el Informe de Oposiciones y Coadyuvancia. Según este informe, se
recibieron oposiciones por parte de: Cámara de Empresas Distribuidoras de
Energía y Telecomunicaciones (CEDET), Asociación Costarricense de Energía Solar
(ACESOLAR), Purasol Vida Natural S.R.L. e Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE).
EN CUANTO A LAS NORMAS TECNICAS QUE
REGULAN LA GENERACION GENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA PARA AUTOCONSUMO:
AR-NT-POASEN:
XIII. Que el 31 de marzo de 2014, la Junta
Directiva de la Autoridad Regulatoria, mediante el acuerdo 01-19-2014, dispuso
aprobar la norma técnica denominada AR-NT-POASEN “Planeamiento, operación y
acceso al Sistema Eléctrico Nacional”. Y modificada mediante acuerdo
04-24-2015 del 4 de junio de 2015.
XIV. Que a la luz del Dictamen C-165-2015
de la Procuraduría Generación de la República y lo establecido en el Reglamento
Generación Distribuida para Autoconsumo con fuentes renovables modelo de
contratación medición neta sencilla promulgado por MINAE mediante Decreto
Ejecutivo No. 39220-MINAE, se hace necesario replantear la actual norma
AR-NT-POASEN, debiendo ajustarse su contenido, incorporarse disposiciones
generales que permitan dar claridad del alcance de la actividad de generación
distribuida para autoconsumo en el SEN, se excluya de la regulación de ARESEP
lo aplicable a la actividad de generación distribuida para autoconsumo con
fuentes renovables en su modalidad contractual de medición neta sencilla.
AR-NT-SUCOM:
XV. Que el 23 de abril de 2015, la Junta
Directiva de la Autoridad Regulatoria en sesión ordinaria 17-2015, emitió la
norma técnica denominada “Supervisión de la comercialización del suministro
eléctrico en baja y media tensión" AR-NT-SUCOM. Dicha norma fue publicada
en el Alcance N° 31 de La Gaceta N° 85 del 05 de mayo de 2015.
XVI. Que el 21 de setiembre de 2015 la
Junta Directiva, mediante el acuerdo 11-46-2015 de la sesión extraordinaria
46-2015, modificó la norma “Supervisión de la comercialización del suministro
eléctrico en baja y media tensión" AR-NT-SUCOM. Dichas modificaciones
fueron publicadas en el Alcance Digital Nº 74 a La Gaceta Nº 188 del 28
de setiembre del 2015.
XVII. Que a la luz del Dictamen C-165-2015
de la Procuraduría Generación de la República y lo establecido en el Reglamento
Generación Distribuida para Autoconsumo con fuentes renovables modelo de
contratación medición neta sencilla promulgado por MINAE mediante Decreto
Ejecutivo No. 39220-MINAE, se hace necesario replantear la actual norma
AR-NT-SUCOM, debiendo ajustarse su contenido e incorporarse las disposiciones
necesarias para que pueda operar la interconexión y acceso a la red de productores
consumidores como usuarios de la red de distribución de electricidad.
EN CUANTO AL PRECIO DE LIQUIDACION DE
LA ENERGÍA ENTREGADA (VENTA DE EXCENDENTES):
XVIII. Que el 12 de febrero de 2015, la Junta
Directiva mediante la resolución RJD-018-2015, aprobó la “Metodología para
fijar el precio de liquidación de energía entregada al Sistema Eléctrico
Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores adscritos a la Norma
POASEN”. Dicha metodología fue publicada en La Gaceta N° 43, del 3
de marzo de 2015.
XIX. Que el 12 de mayo de 2015, la
Intendencia de Energía mediante la resolución RIE-054-2015, resolvió –entre
otras cosas-: “I. Fijar los siguientes precios de liquidación de la energía
entregada al SEN en ¢/kWh por parte de micro y minigeneradores adscritos a la
norma POASEN por parte de las empresas distribuidoras para el año 2015…”
(ET-022-2015).
XX. Que de conformidad con lo establecido
en el Dictamen C-165-2015 de la PGR, a la actividad de generación distribuida
para autoconsumo, en su modalidad neteo completo, le es aplicable lo dispuesto
en la Ley 7200 y la Ley 7593. En ese sentido, concluyó la Procuraduría General
de la República, lo siguiente:
• En la modalidad medición neta
completa “los excedentes generados por la generación distribuida y vertidos
a la red son objeto de compra por la empresa de distribución, por lo que no se
trata solamente de autoconsumo. Supuesto en que estamos ante una prestación de
servicio público sujeta a lo dispuesto en la ley 7200 de cita y la Ley 7593 de
la ARESEP. Por lo que la generación distribuida con venta de excedentes
requiere concesión de servicio público, conforme lo dispuesto en las citadas
leyes.”
XXI. Que para efectos de la fijación de
precios de venta de energía en el marco de la Ley 7200 y sus reformas y 7593,
la ARESEP ha aprobado las siguientes metodologías:
a. Mediante resolución RJD-004-2010 del 26 de abril de
2010, publicada en La Gaceta Nº 98 del 21 de mayo de 2010, la Junta
Directiva de ARESEP aprobó la “Metodología tarifaria según la estructura de
costos típica de una planta modelo de generación de electricidad con bagazo de
caña para la venta al Instituto Costarricense de Electricidad y su fórmula de
indexación”.
b. Mediante resolución RJD-162-2011 del 09 de noviembre
de 2011, publicada en La Gaceta Nº 233 del 05 de diciembre de 2011, la
Junta Directiva de ARESEP aprobó el “Modelo y estructura de costos de una
planta de generación de electricidad con biomasa distinta de bagazo de caña de
azúcar y su fórmula de indexación”.
c. Mediante resolución RJD-152-2011 del 10 de agosto de
2011, publicada en La Gaceta Nº 168 del 01 de setiembre de 2011, la
Junta Directiva de ARESEP aprobó la “Metodología tarifaria de referencia para
plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas”, la cual fue modificada
mediante la Resolución RJD-161-2011, del 26 de octubre de 2011, publicada en La
Gaceta Nº 230 del 30 de noviembre de 2011, la RJD-013-2012 del 29 de
febrero del 2012 y publicada en La Gaceta Nº 74 del 17 de abril del 2012
y la RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance Digital
Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014.
d. Mediante resolución RJD-163-2011 del 30 de noviembre
de 2011, publicada en La Gaceta Nº 245 del 21 de diciembre de 2011, la
Junta Directiva de ARESEP aprobó el “Modelo para la determinación de tarifas de
referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas” y modificada por
la Resolución RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014 y publicada en el Alcance
Digital Nº10 a La Gaceta Nº 65 del 2 de abril de 2014.
e. Mediante resolución RJD-034-2015 del 26 de marzo de
2015, publicada en La Gaceta Nº 60 del 26 de marzo de 2015, la Junta
Directiva de ARESEP aprobó la “Metodología para la determinación de las tarifas
de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas.”
XXII. Que de conformidad con lo establecido
en el Dictamen C-165-2015 de la PGR, siendo aplicable a la generación distribuida
para autoconsumo en su modalidad contractual medición neta completa, las
disposiciones establecidas en la ley 7200 y sus reformas y la ley 7593, lo
procedente es que a esa actividad le sean aplicables, para efectos de
determinar las tarifas de venta de excedentes, las metodologías citas en el
punto anterior y en consecuencia derogar la metodología aprobada mediante
resolución RJD-018-2015.
EN CUANTO AL CARGO DE INTERCONEXIÓN:
XXIII. Que el 26 de febrero de 2015, la
Junta Directiva mediante la resolución 022-RJD-2015, aprobó la “Metodología
de fijación del precio o cargo básico por interconexión de generadores a
pequeña escala para autoconsumo con el sistema eléctrico Nacional (SEN) con
fundamento en la norma AR-NT-POASEN”. Dicha metodología fue publicada en el
Alcance Digital N°14 a La Gaceta N° 46, del 6 de marzo del 2015.
XXIV. Que el 29 de mayo de 2015, la
Intendencia de Energía mediante la resolución RIE-059-2015, resolvió –entre
otras cosas-: “I. Fijar los siguientes cargos por interconexión para
generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integren a la Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) aplicable a todas las empresas distribuidoras según el
tipo de medidor…” (ET-024-2015).
XXV. Que de conformidad con lo establecido
en el Dictamen C-165-2015 de la Procuraduría General de la República y el
Decreto Ejecutivo N° 39220-MINAE, siendo que la generación distribuida para
autoconsumo en su modalidad de medición neta sencilla es una actividad privada
y por lo tanto no es servicio público, se debe replantar lo definido por esta
Autoridad Reguladora en cuanto a la conveniencia de establecer una tarifa por
interconexión de los generadores distribuidos tal cual está definida.
XXVI. Que a la luz de las consideraciones
precedentes, resulta necesario a efectos de disponer de una debida regulación
aplicable a la interconexión y acceso a la red de distribución de la actividad
de generación para autoconsumo en su modalidad medición neta sencilla, que
según la Procuraduría se encuentra dentro del ámbito de competencias de esta
Autoridad Reguladora, establecer: a) dentro de la norma AR-NT-SUCOM que las
tarifas de acceso a la red de distribución, deberán incorporar los costos
relacionados con la instalación, operación y mantenimiento del medidor
eléctrico asociado al servicio de distribución, con el fin de no crear un trato
discriminatorio entre usuarios b) que el productor-consumidor y la empresa
distribuidora deberán definir en el marco del contrato de interconexión lo
relativo a quién corre con el costo del equipo de medición para el registro de
la energía depositada-retirada y accesorios necesarios para interconectarse a
la red de distribución, no debiendo trasladarse a las tarifas del servicio de
distribución de electricidad el costo de dicho sistema de medición, dado que
son inversiones específicas que sirven a un usuario en particular, no
debiéndose cargar al conjunto de usuarios del sistema c) además de disponer que
dicho sistema de medición deberá ser administrado, operado y mantenido por la
empresa eléctrica, teniendo en consideración las implicaciones regulatorias que
tienen la lectura y el registro de la información de estos sistemas de
medición.. En ese sentido, resulta procedente derogar la metodología aprobada
mediante la resolución 022-RJD-2015 y modificar la norma AR-NT-SUCOM.
EN CUANTO AL CARGO POR ACCESO A LAS
REDES DE DISTRIBUCION:
XXVII. Que el 26 de febrero de 2015, la
Junta Directiva mediante la resolución 021-RJD-2015, aprobó la “Metodología
de fijación del precio o cargo por acceso a las redes de distribución de
generadores a pequeña escala para autoconsumo que se integren al Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN”. Dicha
metodología fue publicada en el Alcance Digital N°14 a La Gaceta N° 46,
del 6 de marzo del 2015. (OT-252-2014).
XXVIII. Que el 29 de mayo de 2015, la
Intendencia de Energía mediante la resolución RIE-058-2015, resolvió –entre
otras cosas-: “I. Fijar las siguientes tarifas por concepto de acceso a la
red de distribución de generadores a pequeña escala para autoconsumo que se
integren a la Sistema Eléctrico Nacional (SEN),…” (ET-023-2015).
XXIX. Que a la luz del Dictamen C-165-2015
de la Procuraduría Generación de la República y lo establecido en el Reglamento
Generación Distribuida para Autoconsumo con fuentes renovables modelo de
contratación medición neta sencilla promulgado por MINAE mediante Decreto
Ejecutivo No. 39220-MINAE, se hace necesario replantear la metodología para
calcular la tarifa de acceso a las redes de distribución, considerando que no
se regula la actividad de generación distribuida para autoconsumo en su
modalidad medición neta sencilla, sino el servicio que el sistema de
distribución le presta a los productores-consumidores (depósito y devolución de
energía); de tal forma que se considere el uso que hacen los productores consumidores de la red,
debiendo considerarse en las variables del cálculo todos los costos de la
actividad de distribución, las ventas de energía y los retiros de energía (de
la previamente inyectada) de dichos productores consumidores; sin crear
discriminación entre usuarios y derogar la metodología aprobada mediante
resolución 021-RJD-2015.
XXX. Que mediante oficio 001-CGD-2016 del
5 de febrero de 2016, la Comisión Autónoma Ad Hoc remitió a la Junta Directiva
el “Informe final sobre los ajustes a las normas técnicas y metodologías
tarifarias aplicables a la generación distribuida para autoconsumo, luego del
dictamen C-165-2015 de la Procuraduría General de la República y el Decreto
Ejecutivo 39220-MINAE”.
CONSIDERANDO:
I. Que del informe presentado por la Comisión Autónoma Ad
Hoc mediante oficio 001-CGD-2016 del 5 de febrero de 2016 y que sirve de
sustento a la presente resolución, conviene extraer los siguientes hechos
relevantes y respuestas a las argumentaciones presentadas en dicha audiencia
pública:
“La correspondiente Audiencia Pública
se realizó el día 12 de enero del 2016 a las 17:15 horas, de conformidad con el
artículo 36 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley
Nº 7593) y los artículos 45 y 49 del Reglamento de la cita Ley (Decreto Nº
29732-MP). Esta se llevó a cabo por medio del sistema de video conferencia en
los siguientes lugares: de manera presencial en el Auditorio de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos, ubicado en Guachipelín de Escazú,
Oficentro Multipark, edificio Turrubares; por medio del sistema de videoconferencia
interconectado con los Tribunales de Justicia ubicados en los centros de
Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón y Puntarenas.
De acuerdo con el Informe de
Oposiciones y Coadyuvancias presentado por la Dirección General de Protección
del Usuario (oficio 0158-DGAU-2015/110858 del 12 de enero del 2015) y la
información que consta en el respectivo expediente, se recibieron oposiciones y
coadyuvancias por parte de:
• Cámara de Empresas Distribuidoras
de Energía y Telecomunicaciones (CEDET)
• Asociación Costarricense de Energía
Solar (ACESOLAR)
• Purasol Vida Natural S.R.L.
• Instituto Costarricense de Electricidad
(ICE)
A continuación se detallan los
principales argumentos de cada uno de los participantes y el respectivo
análisis por parte de la Autoridad Reguladora:
1. Asociación Cámara de Empresas de
Distribución de Energía y Telecomunicaciones, cédula de persona jurídica número 3-002-697843,
representada por el señor Allan Benavides Vílchez, cédula de identidad
401021032, en su condición de presidente con facultades de apoderado
generalísimo sin límite de suma. Observaciones: Presenta escrito, no hace uso
de la palabra en la audiencia pública (visible a folios 52 al 57).
Notificaciones: Al correo electrónico ruben@zamoracr.com
1.1 El oficio CEDET-P-01-2016, presenta
la posición del CEDET sobre la propuesta de cambios en la normativa técnica y
metodologías tarifarias, en dicho documento se externa su posición a favor de
los cambios propuestos por ARESEP en AR-NT-POASEN, Cambios en AR-NT-SUCOM,
Eliminación de la tarifa de “venta de excedentes”, eliminación de la tarifa de
interconexión, Metodología propuesta para la Tarifa de acceso a la red de
distribución y su implementación.
Respuesta: Se le agradece al CEDET sus
comentarios, consideraciones y apoyo a las propuestas de modificación
presentadas por este ente.
1.1.1 Asimismo, el CEDET reconoce la apertura al diálogo que
ha mostrado la ARESEP en este asunto e indica que esa misma apertura debe darse
en otros ámbitos o temas regulatorios.
Respuesta: Se agradece el reconocimiento del
trabajo realizado y se toma nota de la recomendación para futuros procesos.
1.2 En otra instancia, el CEDET en su
oficio considera que es necesaria una fijación inicial una vez aprobada la
metodología, la cual debería iniciar de oficio la Intendencia de Energía, con
base en la información que tiene disponible de la última fijación tarifaria de
cada empresa distribuidora.
Respuesta: En relación a lo expuesto, se aclara
que en el Apartado VI de la Metodología se contempla lo indicado en relación a
la aplicación por primera vez, lo cual es concordante con lo solicitado.
2. Asociación Costarricense de
Energía Solar (Acesolar), cédula
de persona jurídica número 3-002-667709, representada por la señora Natalia
Alvarado Sanabria, cédula de identidad número 110980560. Observaciones:
Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (visible a
folios 58 al 62). Notificaciones: Al fax número 2204-7580, correo
electrónico asistente@acesolar.org
2.1 Mediante
su oficio 003-2016 ACESOLAR indica que “Consideramos que las modificaciones
propuesta a la normativa técnica AR-NT-SUCOM y las pertinentes a AR-NT-POASEN
se ajustan al criterio emitido por la Procuraduría General de la República
(PGR) en el dictamen C-165-2015. / De la misma manera consideramos que las
determinaciones tomadas con respecto a las tarifas de acceso y de interconexión
se ajustan al dictamen C-165-2015 de la PGR.”
Respuesta: Se le agradece a ACESOLAR la
coadyuvancia presentada y su apoyo a las propuestas de modificación presentadas
por este ente.
3. Purasol Vida Natural Sociedad de
Responsabilidad Limitada,
cédula jurídica número 3-102-585489, representada por la señora Alied Sophie
Rudolphine Van Walré de Bordes, cédula de residencia número 152800052023, en
condición de gerente con facultades de apoderada generalísima sin límite de
suma. Observaciones: Presenta escrito, no hace uso de la palabra en la
audiencia pública. Notificaciones: Al correo electrónico: arine@purasol.co.cr
3.1 Mediante oficio del 12 de enero de
2016 PURASOL presenta coadyuvancia sobre las modificaciones propuestas a la
norma técnica AR-NT-SUCOM, las pertinentes a la AR-NT-POASEN y a la metodología
para calcular la tarifa de acceso. Asimismo, indican que en diciembre de 2014
expresaron su preocupación sobre el efecto de la metodología propuesta en esa
ocasión, cerrando la introducción de la energía solar en Costa Rica. Con los
ajustes en la metodología ven posibilidades para que un grupo de usuarios
ahorren en su factura eléctrica con una inversión en paneles solares en un
sistema conectado a la red pública.
Respuesta: Se le agradece a PURASOL la
coadyuvancia presentada y su apoyo a las propuestas de modificación presentadas
por este ente.
4. Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE),
cédula de persona jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Luis
Guillermo Alan Alvarado, cédula número 6-0172-0455, en su condición de
apoderado especial administrativo. Observaciones: Presenta escrito según oficio
257-16-2015, no hace uso de la palabra en la audiencia pública (visible a
folios 63 al 78, 79 al 94). Notificaciones: Al fax número 2003-0123
4.1 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-SUCOM, en el literal B, punto 2 de la Propuesta1,
Artículo 3, el ICE solicita ajustar el término “Productor consumidor” al
concepto de abonado y realizar los ajustes necesarios en el cuerpo de la norma
para utilizar los términos conforme se encuentran regulados dentro del decreto
número 39220-MINAE, de forma tal que la regulación de la libre interconexión y
operación de generadores a la red de distribución se otorgue únicamente a quien
mantenga la condición de Abonado.
1El ICE se refiere a la
numeración que se dio a las modificaciones planteadas, según el detalle del
acuerdo 05-58-2015 de la Junta Directiva (oficio 895-SJD-2015 del 24 de
noviembre del 2015). Folios 01 a 39 del expediente OT-238-2015.
Respuesta: El artículo 13 del Decreto número
39220-MINAE define que el Productor consumidor es “Toda persona física o
jurídica que produce electricidad con fuentes renovables para ser aprovechada exclusivamente
por él, en el mismo sitio donde se genera, con el único propósito de suplir
parcial o totalmente sus necesidades de energía eléctrica.”, sin
diferenciar si se trata de un abonado o un usuario, ambas figuras contempladas
en la normativa AR-NT-SUCOM. No obstante, es importante aclarar que el abonado
es la persona física o jurídica que ha suscrito un contrato de aprovechamiento
de energía eléctrica y el usuario es la persona física o jurídica que hace uso
del servicio eléctrico. No es competencia de la ARESEP regular la relación
privada entre estos actores.
El Reglamento lo que hace es
incorporar el término de “productor-consumidor” para efectos de precisar el
ámbito de competencia de la ARESEP. Para efectos regulatorios, la propuesta de
norma técnica lo que hace es incorporar el concepto de que productor
consumidor, el cual no hace diferencia entre abonado y usuario.
Por tanto, se
recomienda rechazar la oposición interpuesta.
4.2 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-SUCOM, en el literal B, punto 2, Articulo 132. Contrato de
Interconexión, el ICE señala que la ARESEP se extralimita en sus competencias
al determinar cuál debe ser el contenido del contrato de interconexión. Además,
en atención al Principio de Jerarquía Normativa y ante una evidente falta de
competencia de la ARESEP solicita eliminar el segundo párrafo del aparte c del
artículo 132. “Contrato de Interconexión”, mediante el cual sin fundamento
legal y sin competencia alguna la ARESEP pretende que la empresa eléctrica asuma
el resarcimiento de daños generados por la operación del abonado productor a
otros usuarios, sin que exista un debido proceso, mediante el cual se
demuestren los supuestos bajo los cuales procedería la imputación de
responsabilidad objetiva en este caso al ICE.
Respuesta. La Autoridad Reguladora es la entidad
competente de regular las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad,
continuidad, oportunidad y prestación óptima del servicio eléctrico en todas
sus etapas, incluyendo distribución, al amparo de lo establecido en los
artículos 5 y 25 de la Ley 7593; así respaldado por el dictamen de la
Procuraduría General de la República citado en este informe. El objetivo del
artículo 132 es velar porque la formulación del contrato de interconexión se sustente
en el reconocimiento de las responsabilidades que tienen las partes
contratantes de cumplir con toda la normativa técnica emitida por la Autoridad
Reguladora en materia de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,
oportunidad y prestación óptima del servicio eléctrico, en lo que resulte
aplicable.
Por tanto, se recomienda rechazar
esta oposición.
4.3 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-SUCOM, en el literal B, punto 2, Articulo 135. Facturación de Alumbrado
Público, el ICE indica que “ En atención al principio de no discriminación y
trato igualitario que rige la prestación del servicio de suministro de
electricidad se solicita que el cobro por el servicio de alumbrado público se
realice con base en el consumo total del “abonado productor”,
independientemente de la procedencia de la energía consumida, o sea, que se
contabilice para el cálculo el total consumido a partir de la sumatoria de la
energía generada para autoconsumo, la retirada de la red como consumo diferido
y la adquirida a la empresa distribuidora como adicional a las anteriores.”
Respuesta: A la luz del dictamen de la
Procuraduría, donde se determina que la actividad de generación distribuida
para autoconsumo en su modalidad medición neta sencilla no es servicio público
regulado por ARESEP y al indicarse explícitamente en el Decreto número
39220-MINAE y en la normativa técnica AR-NT-POASEN que el productor-consumidor
con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables,
no estará sujeto a la regulación dictada por la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos en tanto actividad privada, por lo que esta Autoridad
Reguladora no podrá acceder a las estadísticas de la energía autogenerada y
consumida en el sitio. En ese sentido, no puede argumentarse que lo indicado en
el artículo 135 de la norma AR-NT-SUCOM, constituye una discriminación ni
resulta una violación al principio de inderogabilidad singular de la norma, al
tratarse de forma diferente la energía retirada como parte del consumo diferido
de la energía generada y consumida en el mismo sitio por el productor
consumidor, ya que fue la misma interpretación de la Procuraduría General de la
República la que realizó una diferenciación entre ambos tipos de usuarios.
Así las cosas para el cálculo de las
tarifas y su respectiva descripción esta Autoridad Reguladora utilizará
únicamente la información a la cual puede acceder.
Por ende, se recomienda rechazar la solicitud planteada.
4.4 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-SUCOM, en el literal B, punto 2, Articulo 136. Sistema de
medición, el ICE solicita al Ente Regulador establecer y detallar de forma
expresa cuál será el mecanismo o metodología que permitirá la recuperación de
los costos de interconexión, incluidos los componentes de los sistemas de
medición para la empresa distribuidora.
Respuesta: A la luz del dictamen de la
Procuraduría General de la Republica C-165-2015 y el Decreto número
39220-MINAE, se estable que la actividad de generación distribuida para
autoconsumo, bajo el modelo contractual medición neta sencilla, no constituye
un servicio público; sin embargo, a la luz de la legislación vigente se
concluye que dentro del ámbito de competencias de esta Autoridad Reguladora,
está establecer dentro de la norma AR-NT-SUCOM dentro de la norma AR-NT-SUCOM:
a) que las tarifas de acceso a la red de distribución, deberán incorporar los
costos relacionados con la instalación, operación y mantenimiento del medidor
eléctrico asociado al
servicio de distribución, con el fin
de no crear un trato discriminatorio entre usuarios; b) que el
productor-consumidor y la empresa distribuidora deberán definir en el marco del
contrato de interconexión lo relativo a quién corre con el costo del equipo de
medición para el registro de la energía depositada-retirada y accesorios
necesarios para interconectarse a la red de distribución, no debiendo
trasladarse a las tarifas del servicio de distribución de electricidad el costo
de dicho sistema de medición, dado que son inversiones específicas que sirven a
un usuario en particular, no debiéndose cargar al conjunto de usuarios del
sistema, y c) además de disponer que dicho sistema de medición deberá ser
administrado, operado y mantenido por la empresa eléctrica, teniendo en
consideración las implicaciones regulatorias que tienen la lectura y el
registro de la información de estos sistemas de medición, pues su operación
también está asociada al servicio público de suministro de distribución de
energía eléctrica.
Por lo anterior, no se considera
procedente el establecimiento de una metodología tarifaria que permita a las
empresas distribuidoras de energía eléctrica la recuperación de los costos de
interconexión, para el caso de la generación distribuida para autoconsumo, bajo
el modelo contractual medición neta sencilla; puesto que las metodologías
tarifarias existentes ya contemplan estos casos (v.g. resolución RJD-139-2015
para los gastos de operación).
No obstante lo anterior, puesto que
la generación distribuida bajo la modalidad de medición neta sencilla no
corresponde a un servicio público regulado por la Autoridad Reguladora, no le
corresponde a esta establecer a quién le corresponde cubrir el costo del
respectivo medidor, siendo esta una decisión que deben tomar entre las partes.
Sí le corresponde a la Autoridad Reguladora garantizar que los costos de este
sistema de medición no serán cubiertos por los usuarios de los servicios que sí
son regulados.
En este tanto, se recomienda rechazar
la argumentación del ICE.
4.5 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-SUCOM, en el literal B, punto 2, Articulo 137. Facturación de la
modalidad contractual medición neta sencilla, el ICE solicita a la ARESEP,
considere en la fijación de la tarifa de acceso para los generadores de
autoconsumo a pequeña escala, la estacionalidad en el costo de la energía
entregada como excedente a la distribuidora, en particular para la generación
hidroeléctrica.
Respuesta: De momento la ARESEP no considera
conveniente valorar el cambio solicitado debido a las siguientes razones:
• Se estima que la generación
distribuida para autoconsumo en su modalidad medición neta sencilla sea
predominantemente de fuente de energía solar.
• No se cuenta con estimaciones de la
energía entregada como excedente y retirada como consumo diferido para los
diferentes periodos horarios y estacionales, ya que el desarrollo de la
generación distribuido es incipiente.
• La mayor parte de los usuarios no
pagan tarifas que contemplan diferenciación horaria o estacional.
• En el decreto número 39220-MINAE no
se desarrolla el concepto de depósito y devolución de energía con
diferenciación horaria o estacional para la generación distribuida para
autoconsumo en su modalidad medición neta sencilla.
Por lo anterior, se recomienda
rechazar la solicitud del ICE.
4.6 Con respecto al literal E. “En cuanto
al cargo por acceso a las redes de distribución”, el ICE propone que en el año
1 se calcule el cargo de acceso, considerando únicamente las ventas totales,
ante la imposibilidad de tener valores medidos en este periodo. En el año 2 y
siguientes, si se puede aplicar la fórmula planteada, incorporando la
estimación de la energía a retirar, pues ya existe al menos un año de registros
históricos.
Respuesta: Dada la metodología propuesta, en los
casos en los cuales no cuente con la información histórica relativa a la
variable Rtem,t+1, se procederá a asumir este valor como cero, por ser lo que
corresponde.
Por lo anterior, esta Comisión
considera que no se requiere realizar la aclaración en los términos
solicitados.
4.7 Con respecto a las modificaciones a
la norma AR-NT-POASEN, Artículo 3. Definiciones, Concesión: es la
autorización que el Estado otorga para operar, explotar y prestar el servicio
de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía
eléctrica. El ICE solicita en
atención al principio de legalidad y seguridad jurídica, sustituir,
“distribución o comercialización” por “distribución y comercialización”.
Respuesta: Esta definición no fue modificada
como parte de las propuestas de ajuste de la normativa técnica y metodologías
tarifaras asociadas a la generación distribuida para autoconsumo en su
modalidad medición neta sencilla, y se mantiene de acuerdo a la Norma
AR-NT-POASEN vigente.
No obstante, se indica que en
Resolución RJD-222-2015 del 08 de octubre de 2015, la Junta Directiva de
ARESEP, analizó esta misma posición del ICE sobre la cual concluyó entre otras
cosas que:
“No se observa justificante alguna,
para delimitar en el indicado Reglamento2, algo que la Ley N° 7593
no restringe. En la Ley N° 7593, no se dispone en ninguna de sus normas que las
etapas de distribución y comercialización del servicio de suministro de energía
eléctrica, deban concesionarse y realizarse de manera conjunta; ese Reglamento
en su artículo 28 el viene (sic) sin sustento alguno, a imponer esta
restricción.
2Se refiere al Reglamento
de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía, Decreto
Ejecutivo 30065-MINAE.
Es así como, de conformidad con su
rango jerárquico, la Ley N° 7593 debe prevalecer sobre el mencionado
Reglamento, pudiéndose disponer la distribución y la comercialización como
etapas diferentes que pueden realizarse de manera separada. La norma técnica
propuesta, solamente recoge lo dispuesto en la Ley N° 7593.”
Por lo anterior, se concluye que no
lleva razón el ICE en cuanto a su argumentación sobre este tema. (…)”.
II. Que en virtud de
las anteriores consideraciones, lo procedente es aprobar los cambios en POASEN y
otra normativa relacionada con la Generación Distribuida, producto de la
emisión del pronunciamiento de la Procuraduría General de la República y del
decreto que para efecto emitió el MINAE, de acuerdo con el detalle del
documento sometido a audiencia.
III. Que en sesión 10-2016 celebrada el 18 de febrero de 2016, la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, acordó entre
otras cosas, y con carácter de firme, dictar la presente resolución.
POR TANTO
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus
reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS
SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE:
I. Ajustar la norma AR-NT-POASEN “Planeación, Operación y Acceso al
Sistema Eléctrico Nacional”, según el detalle que se presenta.
II. Ajustar la norma AR-NT-SUCOM “Supervisión de la comercialización del
suministro eléctrico en baja y media tensión", según el detalle que se
presenta.
III. Derogar la resolución RJD-018-2015, mediante la cual Junta
Directiva aprobó la “Metodología para fijar el precio de liquidación de energía
entregada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini
generadores adscritos a la Norma POASEN”.
IV. Derogar la resolución 022-RJD-2015, mediante la cual Junta Directiva
aprobó la “Metodología de fijación del precio o cargo básico por interconexión
de generadores a pequeña escala para autoconsumo con el sistema eléctrico
Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN”.
V. Aprobar la propuesta de “Metodología de fijación para la tarifa de
acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor” que se
presenta, incluyendo la derogatoria de la resolución RJD-021-2015 del 26 de
febrero de 2015, mediante la cual la Junta Directiva aprobó la “Metodología de
Fijación del Precio o Cargo por Acceso a las Redes de Distribución de
Generadores a Pequeña Escala para Autoconsumo que se integren al Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN”.
VI. En concordancia con lo anterior, aprobar los siguientes cambios en
las respectivas metodologías tarifarias y normas técnicas relacionadas con la
generación distribuida:
VI.A EN CUANTO A LA NORMA AR-NT-POASEN:
1. Modificar los artículos 1, 2, 3, 12, 17,
18, 29, 30, 31, 32, 33, 35, 36, 42, 44, 123, 124, 125, 126, 127 y 128 de la
norma AR-NT-POASEN, para que se lean de la siguiente manera:
[…]
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 y operación en
paralelo a los diferentes interesados en interconectarse con el Sistema
Eléctrico Nacional.
Su aplicación es obligatoria, en lo que les
corresponda, para todos los interesados, abonados o usuarios en alta tensión,
empresas de generación, transmisión, distribución de energía eléctrica y
abonado-productor, que se encuentren establecidos en el país o que llegasen a
establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes
correspondientes. […]
[…]
Artículo 2. Propósito. El propósito de la presente norma es definir y
describir el marco regulatorio que regirá con respecto al desarrollo, a la
operación técnica y al acceso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en las
actividades de generación, transmisión y distribución, en aras de la
satisfacción de la demanda nacional de energía eléctrica, bajo criterios de
calidad, continuidad, confiabilidad y oportunidad del suministro eléctrico,
estableciendo para ello lineamientos en los aspectos siguientes:
a) Satisfacción
de la demanda de energía.
b) Acceso.
c) Expansión.
d) Operación
(Planeamiento, Coordinación, Supervisión y Control).
e) Topología.
f) Desempeño de
la red de transmisión nacional.
g) Desempeño del
parque de generación nacional. […]
[…]
Artículo 3. Definiciones. Para efectos de aplicar e interpretar
correctamente esta norma técnica, los conceptos que se emplean en ella se
definen así:
Abonado: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos
para el aprovechamiento de la energía eléctrica.
Abonado en alta tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o
más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en alta tensión.
Abonado en baja tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o
más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en baja tensión.
Abonado en media tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno
o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en media
tensión.
Abonado productor o Productor consumidor: toda persona física o jurídica
que ha suscrito un contrato para el aprovechamiento de la energía eléctrica y
que además produce electricidad con fuentes renovables para ser aprovechada
exclusivamente por él, en el mismo sitio donde se genera, con el único
propósito de suplir parcial o totalmente sus necesidades de energía eléctrica.
Alta tensión (abreviatura: AT): nivel de tensión igual o superior a
100kV e igual o menor de 230 kV.
Arranque en negro: Capacidad de una unidad generadora de alcanzar una
condición operativa a partir de un paro total sin la ayuda de la red eléctrica
externa, es decir, cuando la barra de media tensión a la que se conecta el
generador se encuentra sin energía (no tiene alimentación externa para el
servicio propio)
Área de distribución eléctrica: Área territorial, dentro del área de
concesión administrativa en la cual la empresa distribuidora posee redes de
distribución eléctrica.
Autoridad Reguladora: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Ente Regulador.
Baja Tensión (abreviatura BT): nivel de tensión igual o menor de 1kV.
Bajo nivel de tensión: condición de tensión inferior al valor mínimo de
operación normal permitido respecto del valor de tensión nominal, con una
duración superior a un minuto.
Calidad del suministro eléctrico: Comprende las características de
amplitud, frecuencia y forma de onda de la tensión utilizada para la entrega de
la energía a los abonados o usuarios.
Cargabilidad: Medida de la utilización de un elemento o sistema con
respecto a su capacidad nominal, máxima u otra.
Caso fortuito: acciones de la mano del hombre tales como: huelgas,
vandalismo, conmoción civil, revolución, sabotaje y otras que estén fuera de
control de la empresa eléctrica, las cuales deben ser demostradas y que afecten
de tal manera que sobrepasen las condiciones que debieron considerarse en el
diseño civil, mecánico y eléctrico en aras de un servicio eficiente (técnico y
económico), continuo y de calidad.
Concesión: es la autorización que el Estado otorga para operar, explotar
y prestar el servicio de generación, transmisión, distribución o
comercialización de energía eléctrica.
Condición normal: Estado de un sistema de potencia que se encuentra
operando dentro de los parámetros de calidad y seguridad exigidos y sin déficit
de energía, exceptuando las interrupciones por mantenimiento programados.
Condición o estado de emergencia: Estado cuando un sistema de potencia
no se encuentra operando dentro de sus parámetros de calidad y seguridad
normales o existe riesgo de que se produzca una situación que afecte dichos
niveles.
Confiabilidad: Es la capacidad de un sistema eléctrico de seguir
abasteciendo energía a una área, ante la presencia de cambios temporales en su
topología o estructura (salida de líneas de transmisión y distribución,
subestaciones, centrales eléctricas, etc.).
Contingencia: Es la salida de operación o desconexión de uno o más
componentes del Sistema Eléctrico Nacional, tal como la salida de operación de
un generador, una línea de transmisión, un interruptor u otro elemento
eléctrico.
Continuidad del suministro eléctrico: Medida de la continuidad (libre de
interrupciones) con la que se brinda la energía, para su utilización.
Contrato 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), 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.
Condición de operación aceptable de estado estable: Condición de un
sistema de potencia en el cual, tras una contingencia, sus parámetros de
tensión y frecuencia se encuentran iguales o por encima de los límites
tolerables, tanto si se operada íntegramente o en islas.
Criterio de estabilidad de estado estacionario: Un sistema de potencia
es estable en estado estacionario para una condición de operación, si después
de una pequeña perturbación o disturbio, alcanza una condición de operación de
estado estacionario semejante a la condición existente antes del disturbio.
Criterio de estabilidad transitoria: Un sistema de potencia es
transitoriamente estable si para una condición de operación en estado estable y
para un disturbio en particular alcanza una condición de operación aceptable de
estado estable, después del disturbio.
Criterios de seguridad operativa: Conjunto de definiciones y reglas
nacionales y regionales que establecen cómo se debe desempeñar el Sistema
Eléctrico Nacional, tanto en condiciones normales de operación como durante
contingencias.
Criticidad de un elemento del SEN: Un elemento del SEN presenta
criticidad si ante su desconexión (sea programada o forzada) se pueden presentar
condiciones de operación del SEN fuera de los parámetros establecidos por esta
norma.
Déficit de potencia o energía: Condición en la cual hay insuficiencia en
la oferta de potencia o energía para satisfacer la demanda requerida por el
Sistema Eléctrico Nacional.
Demanda: valor de la potencia medida en kVA o en kW requerida por una
instalación eléctrica, elemento de red, dispositivo o aparato eléctrico en un
instante de tiempo dado.
Demanda máxima: valor más alto de la demanda en un período dado.
Disponibilidad: Condición de un elemento o sistema para estar en
situación de cumplir con su función requerida en un instante o durante un
intervalo dado.
Empresa de transmisión: Persona jurídica concesionaria que suministra el
servicio eléctrico en la etapa de transmisión.
Empresa distribuidora: empresa cuya actividad consiste en la
distribución de la energía eléctrica para su uso final en el área concesionada.
Empresa eléctrica: persona jurídica concesionaria que suministra el
servicio eléctrico en cualquiera de sus etapas.
Empresa generadora: Persona jurídica concesionaria que suministra el
servicio eléctrico en la etapa de generación.
Estado operativo de emergencia: Cualquier condición anormal de operación
del SEN que resulta de una contingencia a nivel nacional o regional, durante la
cual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de
calidad, seguridad y desempeño, representando peligro para la vida de las
personas o para las instalaciones. Situación en la que
no se puede satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica.
Estatismo: Variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de
variación porcentual de la carga de un generador.
Falla: Cese de la capacidad o aptitud de un elemento o sistema para
realizar la función para la que fue concebido.
Frecuencia de la tensión: tasa de repetición de la componente
fundamental de la tensión, medida durante un segundo, expresada en Hertz (Hz).
Fuentes de energía renovable: fuentes de energía que están sujetas a un
proceso de reposición natural y que están disponibles en el medio ambiente
inmediato, tales como: la energía del sol, el viento, la biomasa, el agua, las
mareas y olas, y los gradientes de calor natural.
Fuerza mayor: hechos de la naturaleza tales como huracanes, tornados,
terremotos, maremotos, inundaciones y tormentas eléctricas, que sobrepasen las
condiciones que debieron considerarse en el diseño civil, mecánico y eléctrico
en aras de un servicio eficiente (técnico y económico), continuo y de calidad.
Función de transmisión: Trasiego, transferencia o transporte de energía
eléctrica desde los puntos de producción hasta los puntos de transformación o
retiro sin que haya distribución intermedia.
Generador privado: Empresa de capital privado o persona física que se
dedica a generar energía eléctrica para su venta a una empresa que brinda el
servicio público de electricidad en la etapa de distribución.
Generador: Empresa generadora de energía eléctrica.
Hueco de tensión (Sag): disminución del valor eficaz (rms) de tensión a
90 % hasta 10 % con respecto del valor de tensión nominal a frecuencia nominal,
con una duración desde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.
Indisponibilidad de una unidad de generación: Estado operativo de una
unidad de generación, en el cual no se encuentra disponible para producir
electricidad, debido a algún evento directamente asociado con ella; es decir,
es incapaz de mantenerse en servicio en el Sistema Eléctrico Nacional, entrar en servicio o de
mantenerse en reserva ya sea por un evento fortuito, programado o no
programado.
Indisponibilidad forzada de una unidad de generación: Estado operativo
de una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible para producir
electricidad como consecuencia de condiciones de emergencia, asociadas con la
falla de algún componente o equipo de la unidad de generación, o por error
humano, que provoca que la unidad salga de operación o sea incapaz de
interconectarse y operar en sincronismo con el Sistema Eléctrico Nacional.
Indisponibilidad programada de una unidad de generación: Estado
operativo de una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible
para producir electricidad debido a actividades de mantenimiento preventivo
debidamente calendarizado y notificado al Operador del Sistema.
Indisponibilidad restrictiva de una unidad de generación: Estado
operativo de una unidad de generación, en el cual no se encuentra disponible
para producir electricidad debido a condiciones restrictivas del sistema de
transmisión o distribución nacional.
Indisponibilidad: Condición que impide o restringe que un elemento o
sistema esté en situación de cumplir con su función requerida en un instante
dado o durante un intervalo dado.
Interesado: Persona
física o jurídica que gestiona la interconexión y operación en paralelo con el
Sistema Eléctrico Nacional.
Línea de distribución: Disposición de apoyos, ductos, conductores,
aisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma aérea o
subterránea, para su uso final, en media y baja tensión.
Línea de transmisión: Disposición de estructuras, conductores,
aisladores y accesorios para transportar electricidad a alta tensión, entre dos
nodos de un sistema de potencia eléctrica.
Media tensión (abreviatura: MT): nivel de tensión mayor a 1 kV pero menor
o igual a 100 kV.
Norma técnica: Precepto obligatorio conformado por un conjunto de
especificaciones, parámetros e indicadores que definen las condiciones de
calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deben
suministrarse los servicios eléctricos.
Normativa nacional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos,
criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas
técnicas - económicas de aplicación obligatoria, emitida por la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).
Normativa regional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos,
criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas
técnicas - económicas de aplicación obligatoria emitida por la Comisión
Regional de Integración Eléctrica (CRIE).
Operación integrada: Es la forma de operación de un sistema de potencia
en la cual los recursos de generación centralmente despachados se utilizan para
cubrir la demanda, cumpliendo con los criterios adoptados de seguridad,
confiabilidad, calidad y despacho económico.
Operación restrictiva: Condición de un elemento o sistema en la cual
éste es operado o utilizado en condiciones limitadas con respecto a su
capacidad o funcionalidad, como consecuencia de limitaciones técnicas ajenas a
él.
Operación segura: Condición de operación integral de un sistema de
potencia en la que no existe la posibilidad de que, ante una eventual falla de
uno o varios elementos predefinidos en los Criterios de Seguridad Operativa, se
produzca una salida total de operación del sistema o una condición que provoque
deficiencias en la calidad y continuidad del transporte de energía.
Operador del Sistema: Unidad técnica que tiene la responsabilidad de
dirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado
Eléctrico Nacional para satisfacer la demanda eléctrica del país, así como la
coordinación y ejecución del trasiego de energía a nivel regional.
Parpadeo (Flicker): impresión de irregularidad de la sensación visual
debida a un estímulo luminoso cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa
en el tiempo.
Participantes/agentes del SEN: Participantes de la industria eléctrica:
Empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en
alta tensión.
Perturbación: La perturbación describe el total acontecimiento que
comienza con una falla y termina con el restablecimiento de las condiciones
previas de calidad y confiabilidad en el suministro eléctrico.
Pico de tensión (Swell): aumento del valor eficaz (rms) de tensión a un
valor comprendido entre el 110 % y 180 % de la tensión nominal a frecuencia
nominal, con una duración desde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.
Planta de
generación. Central eléctrica: Conjunto de obras civiles y equipamiento
eléctrico y mecánico utilizado para la producción de energía eléctrica.
Potencia de falla: Es la potencia dejada de generar en una unidad de
generación debido a situaciones ajenas a su operación.
Punto de conexión: Lugar topológico donde se enlaza la red del usuario
con el Sistema Eléctrico Nacional.
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 que se
conectan a la red de baja tensión el punto de entrega es el definido en la
normativa técnica aplicable a acometidas.
Punto de Medición: El punto de medición es nodo de la red de transmisión
o distribución donde instala el sistema de medición.
Racionamiento eléctrico: Condiciones de explotación del sistema
eléctrico nacional, en las cuales, no es posible satisfacer, momento a momento
y en forma total, la demanda de potencia y energía, debido a un déficit en la
potencia, la energía o a condiciones de seguridad operativa del SEN. El racionamiento eléctrico implica la interrupción programada y
ordenada del suministro eléctrico a los abonados y usuarios.
Red de distribución: es la etapa de la red eléctrica conformada por: las
barras a media tensión de las subestaciones reductoras (alta/media tensión),
subestaciones de maniobra o patios de interruptores, conductores a media y baja
tensión, y los equipos de transformación, control, monitoreo, seccionamiento y
protección asociados, para la utilización final de la energía.
Red de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por:
las líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión),
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.
Red de transmisión nacional: Toda la infraestructura de transmisión
instalada y operada en el territorio nacional.
Red eléctrica: conjunto de elementos, en un sistema de potencia,
mediante el cual se transporta la energía eléctrica desde los centros de
producción y se distribuye a los abonados y usuarios.
Red nacional de distribución eléctrica: La conformada por las líneas de
distribución eléctrica de las diferentes empresas distribuidoras de energía
eléctrica.
Regulación primaria de frecuencia: Variación automática de la potencia
entregada por la unidad de generación como respuesta a cambios de frecuencia en
el sistema al ocurrir desbalances carga-generación.
Regulación secundaria de frecuencia: Es el ajuste fino que ejecuta el
Control Automático de Generación (AGC) de la potencia del generador para
restablecer el equilibro carga-generación y los intercambios de potencia entre
áreas de control.
Reserva de regulación secundaria para subir potencia activa: Sumatoria
de las capacidades disponibles para incrementar su potencia activa hasta el
límite técnico máximo de los generadores que operan bajo el control del AGC.
Reserva de regulación secundaria para bajar potencia activa: Sumatoria
de las capacidades disponibles para reducir su potencia activa hasta el límite
técnico mínimo de los generadores que operan bajo el control del AGC.
Reserva fría: Sumatoria de la potencia nominal (o efectiva) de las
unidades que pueden arrancar, sincronizarse y llegar a plena carga en menos de
15 minutos
Reserva rodante: Sumatoria de las capacidades disponibles para
incrementar su potencia activa de los generadores en línea cuyos gobernadores
responden automáticamente ante los cambios de la frecuencia.
Seguridad operativa: Aplicación metódica de criterios y procedimientos
en la planificación, diseño y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el
objetivo de que pueda soportar los tipos de contingencias consideradas en los criterios
de seguridad operativa, manteniendo una operación estable y limitando las
consecuencias derivadas del evento o contingencia.
Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas de
generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su
comercialización.
Sistema de medición: Es el grupo de equipos (contadores de energía,
transformadores de potencial y corriente, etc.) que en conjunto se utilizan
para la medición y registro de la energía y potencia que se inyecta o retira de
un nodo del Sistema Eléctrico Nacional.
Sistema de protección: Es el grupo de equipos (transformadores de
instrumento, relés, etc.) que en conjunto se utilizan para la protección de
equipos o elementos de una red eléctrica.
Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Es el sistema de potencia compuesto
por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, la
red de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los
usuarios. Conjunto de empresas y equipamientos en
territorio nacional interconectados entre sí y regulados por las normas de la
Autoridad Reguladora.
Subestación: Parte de un sistema eléctrico de potencia, donde pueden
converger y originarse sistemas de generación, líneas de transmisión o de
distribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia,
interruptores y equipos de control, medición y maniobra y cuya función es la de
elevar o disminuir la tensión de la electricidad o de transferir el transporte
o distribución de la misma entre diferentes elementos del sistema de potencia.
Transmisión: Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta
tensión.
Usuario en alta tensión: Persona física o jurídica conectado al Sistema
Eléctrico Nacional en alta tensión y que es consumidor final de energía en ese
punto de conexión.
Usuario: Persona física o jurídica que hace uso del Sistema Eléctrico
Nacional.
Valor eficaz (rms): raíz cuadrada del valor medio de la suma de los
cuadrados de los valores instantáneos alcanzados durante un ciclo completo de
la onda de tensión o de corriente […]
[…]
Artículo 12. Ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de
generación. 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 y será responsable de verificar los ajustes
correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque de
generación nacional, con potencias mayores a 1 MW […]
[…]
Artículo 17. Mantenimiento del SEN. 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 con potencias superiores a 1 MW 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 generadores conectados al
SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV y superior; además de los 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. […]
[…]
Artículo 18. Control de frecuencia: regulación secundaria y primaria.
Todas las plantas del sistema con potencias superiores a 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. Además, deberán
garantizar el valor de estatismo requerido para su operación integrada en el
SEN, de conformidad con los requerimientos del sistema eléctrico regional
establecidos en la reglamentación del Mercado Eléctrico Regional. Asimismo, si
el Operador del Sistema lo requiere, deberán participar en la regulación
secundaria de frecuencia con sus propias unidades o por medio de plantas de
otras empresas. El pago de tal servicio se hará bajo el esquema tarifario que
establezca la Autoridad Reguladora.
De igual forma todas las unidades generadoras existentes y futuras, con
potencias superiores a 1 MW, deben contribuir con la regulación primaria de
frecuencia de conformidad con los requerimientos del SEN que establezca el
Operador del Sistema. […]
[…]
Artículo 29. Interconexión y libre acceso al SEN. El acceso al SEN es
libre para cualquier persona física o jurídica, siempre y cuando el interesado,
cumpla con las leyes de la República de Costa Rica y con las reglamentaciones y
normas técnicas emitidas por la Autoridad Reguladora y siguiendo los
procedimientos aprobados por la Autoridad Reguladora, conforme a las
disposiciones de esta norma técnica. […]
[…]
Artículo 30. Solicitud de conexión al SEN. En toda solicitud de conexión
al SEN, el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, según
corresponda, deben efectuar los estudios de viabilidad técnica y económica, los
cuales deben ser evaluados y aprobados por el Operador del Sistema, salvo para
plantas interconectadas a la red de distribución nacional, con potencias
inferiores o iguales a 1 MW.
Si la conexión es viable dichas empresas deben ofrecer al interesado un
punto de conexión al SEN, al nivel de tensión más adecuado, el cual por lo
general será el sistema de barras de una de las subestaciones existentes en el
SEN o el sistema de barras, de una nueva subestación que, según el estudio de
viabilidad técnica, se necesite construir.
En el caso de redes de distribución, la interconexión directa a la red
será permitida en casos excepcionales previo estudio técnico que demuestre la
capacidad del circuito para trasegar la energía generada.
De igual forma el interesado puede proponer puntos de conexión al SEN. Para ello toda la información que utilice el ICE y las empresas de
transmisión y de distribución para efectuar los estudios de viabilidad técnica
y económica de la solicitud de conexión, será de acceso público. En caso de que
el interesado esté disconforme con lo resuelto por el Operador del Sistema, el
ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, podrá acudir a la
Autoridad Reguladora a resolver el diferendo. […]
[…]
Artículo 31. Obligaciones del ICE y de las empresas de transmisión y
distribución. Corresponden al Operador del Sistema, al ICE y a las empresas de
transmisión y de distribución las siguientes obligaciones:
a. Cumplir con los requisitos técnicos
establecidos en esta norma.
b. Efectuar y
comunicar los resultados al interesado, en un plazo máximo de 120 días
naturales los estudios de la solicitud de conexión, incluyendo la revisión y
aprobación por parte del Operador del Sistema, según lo establecido en el
artículo 30
c. Formalizar el
“Contrato de Conexión” que regule las condiciones técnicas, administrativas y
comerciales de la conexión.
d. Verificar que
el usuario cumpla con el “Contrato de Conexión”.
e. Cancelar al
Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y
operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora.
Corresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución, a los
usuarios en alta tensión y abonado-productor:
f. Cancelar al
Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y
operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora. Se exime de este
pago a los generadores con una potencia inferior a 1MW.
g. Mantener el
cumplimiento de los requisitos técnicos establecidos en esta norma.
h. Suministrar
al Operador del Sistema la información que este requiera en el ejercicio de sus
atribuciones. […]
[…]
Artículo 32. Obligaciones de los abonados en alta tensión y generadores.
Se establecen a los interesados en adquirir la condición de abonado en alta
tensión o de generador las obligaciones siguientes, según les corresponda:
a. 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.
b. Construir su
instalación cumpliendo con las normas técnicas de diseño, construcción, montaje
y equipos según lo establezcan las normas que propongan el Operador del
Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las empresas distribuidoras o
cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora apruebe.
c. Cumplir con
las condiciones particulares para la conexión establecidas en el “Contrato de
Conexión”, de previo a la firma del mismo.
Se establecen a los abonados y usuarios de alta tensión y generadores
las obligaciones siguientes, según les corresponda:
d. 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.
e. Mantener su
instalación conforme a las normas técnicas de diseño, construcción, montaje,
puesta en servicio, según lo establezcan las normas que propongan el Operador
del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las empresas distribuidoras o
cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora apruebe.
f. Operar y
mantener sus instalaciones y equipos conforme a los requisitos técnicos
establecidos en esta norma y de los que de ella se deriven. La operación y el
mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el ICE, la empresa de
transmisión, la empresa distribuidora, el generador, el abonado o usuario,
según se convenga en el contrato de conexión, pero en cualquier caso se hará
con sujeción al plan de operación emitido por el ICE o la empresa distribuidora
y aprobado por el Operador del Sistema.
g. Dar un
apropiado mantenimiento a los equipos e instalaciones de la conexión de manera
tal, que se disponga de la máxima disponibilidad de la conexión.
h. Instalar,
operar y mantener los equipos de protección, interrupción, medición,
telecomunicaciones, registrador de fallas, supervisión y control, según los
requerimientos de la empresa de transmisión, de la empresa distribuidora y del
Operador del Sistema.
i. Mantener el
cumplimiento de las condiciones particulares para la conexión establecidas en
el “Contrato de Conexión”.
j. Cancelar la
energía que se consuma en el punto de conexión de acuerdo con las tarifas establecidas
por la Autoridad Reguladora para el nivel de tensión de la conexión y el nivel
de consumo.
k. Cancelar al
Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y
operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora. Se exime de este
pago a los generadores con una potencia inferior a 1 MW […]
[…]
Artículo 33. Propiedad de los equipos de conexión. 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 interesado podrá 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), y conforme con lo indicado
en el inciso c) del artículo 32 de esta norma. .
Cuando el punto de conexión requiera el seccionamiento de uno o más
circuitos del sistema de transmisión o de distribución, el ICE, la empresa de
transmisión o la empresa distribuidora, será responsable del diseño y la
construcción de las nuevas líneas (variantes) y los correspondientes módulos de
maniobra en el punto de conexión, de acuerdo con lo establecido en esta norma o
la normativa regional, cuando corresponda. La propiedad
de las nuevas líneas y módulos terminales (equipos de potencia, control,
protecciones, medida, registro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE,
de la empresa de transmisión o de la empresa distribuidora, independientemente
que dichos módulos se encuentren, o no, localizados en subestaciones de otro
propietario, en cuyo caso el interesado deberá gestionar la servidumbre
respectiva.
En el “Contrato de Conexión” se consignarán todas las obligaciones
económicas, técnicas y jurídicas que sean aplicables entre el interesado y el
ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora en el sitio de
conexión y se establecerán los límites de propiedad de los equipos y de los
predios y sus permisos de uso, así como la forma para delimitarlos. La propiedad del punto de conexión, así como de las nuevas líneas y
módulos terminales de conexión al SEN (equipos de potencia, control,
protecciones, medición, registro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE,
de la empresa de transmisión o de la empresa distribuidora.
La propiedad de los equipos que permitan el acceso del interesado al
punto de conexión ofrecido por el ICE, la empresa de transmisión o la empresa
distribuidora, puede ser del interesado o de la empresa respectiva. En este último caso, serán motivo de cargos por conexión, según
establezca la Autoridad Reguladora. […]
[…]
Artículo 35. Aspectos contractuales. 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 al interesado.
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
v. Cronograma
para el diseño, adquisición, construcción y puesta en servicio de la conexión.
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 el interesado, forma de
facturación y pago.
ii. Frecuencia de
revisión de los cargos.
iii. Información
que el interesado 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. […]
[…]
Artículo 36. Procedimiento de la conexión. El procedimiento de la
conexión se inicia con la solicitud de la conexión y termina con la puesta en
servicio de la conexión, mediando la suscripción del “Contrato de Conexión”,
como requisito indispensable para la puesta en operación de la conexión y la
operación comercial. La puesta en operación de la
conexión deberá ser aprobado por el Operador del Sistema tras la verificación
de los requisitos técnicos de ésta norma e indicados en el contrato de
conexión.
El Operador del Sistema, en coordinación con el ICE, la empresa de
transmisión o la empresa distribuidora, es el responsable de establecer el
procedimiento para la solicitud, estudio, aprobación, construcción y puesta en
servicio de las conexiones al SEN. Dicho procedimiento
deberá remitirlo a la Autoridad Reguladora para su análisis y aprobación.
Para los interesados en conectarse a la Red de Transmisión Regional, se
deberá cumplir con los trámites y requisitos tanto de carácter nacional como
regional. […]
[…]
Artículo 42.
Requisitos técnicos. Conexión de empresas distribuidoras y abonados de alta
tensión al SEN
a. Equipo de
interrupción
Toda conexión entre un abonado de alta tensión y una empresa
distribuidora y el SEN debe ser controlada por 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 brindará a la empresa distribuidora y al
abonado de alta tensión, los valores de corriente de cortocircuito y la
capacidad de los interruptores de potencia del sistema de transmisión, en
puntos de conexión existentes y futuros.
b. Equipo y
esquema de protección
Si la conexión requiere la construcción de una nueva subestación para el
seccionamiento de líneas del ICE o de la empresa de transmisión, los sistemas
de protección a instalarse deben de ser compatibles técnicamente con los
esquemas existentes en los extremos remotos de las líneas seccionadas. Los sistemas de protección a instalar por el abonado de alta tensión
o por
la empresa
distribuidora, deberán ajustarse a los requerimientos del Operador del Sistema
y del ICE.
c. Equipo de
telecomunicaciones
Se aplica lo establecido en el artículo 39, inciso d.
d. Equipo de
medición
Los requisitos técnicos del equipo de medición se ajustarán con lo
establecido en la norma técnica AR-NT-SUMEL, “Supervisión del uso,
funcionamiento y control de medidores eléctricos” y con lo establecido en la
reglamentación regional.
e. Equipo de
registro de fallas
Aplica lo indicado en el artículo 39 inciso e).
f. Equipo de
supervisión y control
Aplica lo estipulado en el artículo 39 inciso f).
g. Ajuste de
protecciones
Los ajustes de protecciones que inciden sobre el comportamiento de la
red de transmisión deben hacerse de manera integrada por el Operador del
Sistema y el ICE o por la empresa de transmisión y ser comunicados a las
empresas distribuidoras o abonados y abonados de alta tensión. Cuando fuere necesario, los ajustes de las protecciones se deben
coordinar con referencia al punto de conexión para asegurar la desconexión
rápida y selectiva del equipo en falla. El Operador del Sistema las empresas
trasmisoras, los abonados de alta tensión y las empresas distribuidoras,
deberán acordar los medios y la periodicidad y el intercambio de información
necesaria para la elaboración de los estudios de coordinación de protecciones,
mediante los procedimientos que el Operador del Sistema establezca y apruebe la
Autoridad Reguladora.
h. Trabajos en
el equipo de protección
Ningún sistema de protección (excepto aquellos con disparo asociado a
equipo propio de los abonados de alta tensión o de las empresas distribuidoras)
puede ser intervenido o alterados por el personal de éstas, sin la anuencia de
las empresas transmisoras y del Operador del Sistema.
i. Puesta a
tierra del neutro
El abonado de alta tensión o la empresa distribuidora, implementarán los
sistemas de puesta a tierra de sus instalaciones de conformidad con los
lineamientos que establezca el ICE.
j. Relés de
frecuencia
Cada abonado de alta tensión o empresa distribuidora, debe disponer la
infraestructura y equipo necesario para la desconexión automática de carga por
baja frecuencia de conformidad con lo indicado en el artículo 11. […]
[…]
Artículo 44. Disponibilidad, continuidad y seguridad. La disponibilidad,
continuidad y seguridad del SEN, en aras de mantener su operación óptima,
asegurar la selectividad de los sistemas de protección y la seguridad en la
ejecución correcta de las maniobras ordenadas por el Operador del Sistema, son
responsabilidad de los generadores, de las transmisoras, de las distribuidoras
y de los abonados o de los usuarios en alta tensión. […]
[…]
Artículo 123. Productor consumidor no interconectado a la red. El productor-consumidor
con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes
renovables, no interconectado a la red de distribución, no estará sujeto a la
regulación dictada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos […]
[…]
Artículo 124.
Modalidades de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables
interconectadas a la red.
La actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes
renovables interconectadas a la red se desarrollará y operará bajo las siguientes
modalidades:
a. Neta
sencilla: alternativa para que los abonados generen electricidad mediante
fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades, funcionando
en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto de depósito
y devolución de energía.
b. Neta completa
(venta de excedentes): alternativa para que los abonados generen electricidad
mediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades,
funcionando en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto
de venta de excedentes de energía […]
[…]
Artículo 125. Generación distribuida para autoconsumo en su modalidad
medición neta sencilla. La actividad de generación distribuida para autoconsumo
con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de medición neta
sencilla, no es servicio público; consecuentemente, no estará sujeta a la
regulación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Dicha actividad se regirá por lo que establezca para tales efectos
el Ministerio de Ambiente y Energía como ente rector en la materia. No obstante
lo anterior, en lo que se refiere a su interacción con la red de distribución,
estará sujeta a la regulación dictada por la Autoridad Reguladora en esta
materia […]
[…]
Artículo 126.
Generación distribuida para autoconsumo en su modalidad neta completa
La actividad de generación distribuida para
autoconsumo con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de medición
neta completa (venta de excedentes), es servicio público y se regirá por lo
establecido en la Ley 7200, la Ley 7593 y sus reformas; así como las normas y
reglamentos técnicos, metodologías tarifarias y tarifas fijadas para tales
efectos por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Asimismo, en lo
que le sea aplicable, se regirá por lo establecido para tales efectos por el
Ministerio de Ambiente y Energía […]
[…]
Artículo 127. Relación empresa distribuidora y productores consumidores.
Las relaciones entre las empresas distribuidoras y los productores-consumidores
con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes
renovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el modelo
contractual de medición neta sencilla, se regirán por el contrato de
interconexión establecido por el MINAE, respetando para ello la regulación
establecida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo
relativo a sus competencias […]
[…]
Artículo 128. Cumplimiento de normativa técnica en materia de
distribución. Corresponde a las empresas distribuidoras y al
productor-consumidor con un sistema de generación distribuida para autoconsumo
con fuentes renovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el
modelo contractual de medición neta sencilla, cumplir con los criterios de
calidad, de conformidad con las normas y reglamentos técnicos establecidos por
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo que corresponda […]
2. Modificar el nombre del capítulo XII de la norma AR-NT-POASEN, para
que se lea de la siguiente manera:
[…]
CAPÍTULO XII GENERACION DISTRIBUIDA PARA AUTOCONSUMO
[…]
3. Derogar los artículos 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137,
138, 139, 140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 149, 150, 151, 152, 153,
154, 155, 156, 157, 158 y 159 de la norma AR-NT-POASEN, y córrase la numeración
a partir del CAPITULO XIII.
VI.B EN CUANTO A LA NORMA AR-NT-SUCOM:
1. Modificar los artículos 2, 21, 28 y 40 de la norma AR-NT-SUCOM, para
que se lean de la siguiente manera:
[…]
Artículo 2. Propósito. El propósito de la presente norma es, definir y
describir, las condiciones técnicas, comerciales, contractuales y de desempeño
que rigen para la prestación del servicio de distribución y comercialización de
energía eléctrica, en las siguientes áreas:
a. Técnica:
condiciones y responsabilidades de las partes en la interconexión de la
instalación eléctrica de la edificación y la red eléctrica de la empresa.
b. Comercial:
lectura, facturación, cobro, suspensión del servicio, clasificación y
aplicación del régimen tarifario y otras actividades relacionadas con la venta
o comercialización de la energía eléctrica.
c. Régimen
contractual en la prestación del suministro eléctrico: derechos y obligaciones de
las empresas, abonados y usuarios.
d. Desempeño en
el régimen comercial de las empresas distribuidoras y comercializadoras.
e.
Interconexión, acceso y suministro eléctrico para abonados productores o
usuarios productores […]
[…]
Artículo 21. Bases para medidores. Las bases para enchufar los medidores
serán suministradas al interesado por parte de la empresa y retiradas en ella.
Las bases para medidores deberán cumplir con las
condiciones técnicas establecidas en la norma técnica AR-NT-SUMEL “Supervisión
del uso, funcionamiento y control de medidores de energía eléctrica”. En el
caso de que el usuario suministre las bases de medidor, las mismas se ajustarán
a lo establecido en dicha norma. […]
[…]
Artículo 28. Depósito en garantía. Para garantizar el pago del servicio,
la empresa exigirá a sus nuevos abonados, un depósito en garantía equivalente a
una facturación mensual de energía y potencia, si ésta última corresponde,
según la tarifa vigente y de acuerdo con su clasificación tarifaria. Este depósito
será devuelto al abonado en caso de que solicite el retiro del servicio,
siempre y cuando se encuentre al día en sus obligaciones comerciales con la
empresa. Mientras no exista registro del consumo real,
la empresa cobrará inicialmente, para los nuevos abonados, un depósito en
garantía provisional, con base en la tabla de estimación de consumo según
cargas, que a continuación se detalla:
Para cargas declaradas menores o iguales a 12 000 Watt:
Para el cobro del depósito en garantía correspondiente a la demanda, la
empresa lo realizará con base en la información de potencia instalada, la
proyección de máxima demanda de potencia, suministrada por el abonado o
usuario, y la energía estimada.
Estimados el consumo y la demanda, se
aplican los valores de la tarifa que le corresponde al nuevo abonado,
determinándose así el monto del depósito provisional, el cual podrá ser
cubierto en efectivo, por certificados de inversión a satisfacción de la empresa
o garantías de cumplimiento con cualquier banco del Sistema Bancario Nacional o
el Instituto Nacional de Seguros. El depósito en garantía permanente se regirá
por lo establecido en el artículo 43. […]
[…]
Artículo 40. Facturación del servicio. La empresa eléctrica facturará al
abonado o usuario lo correspondiente al consumo de energía o energía y potencia
según corresponda, así como lo relativo a impuestos de ley y otros afines al
servicio, de acuerdo con el pliego tarifario, reglamentos y disposiciones vigentes
aprobadas por ARESEP o disposiciones legales. No se
deberán incluir en la factura, rubros ajenos a las actividades de distribución
y comercialización.
La palabra mes y mensual para los efectos de la facturación significan
el intervalo comprendido entre dos lecturas regulares del contador, que serán
tomadas en el mismo día de cada mes o días próximos. Todas
las facturaciones o recibos por energía eléctrica deben contener como mínimo la
siguiente información:
a. Nombre del
abonado.
b. Localización geográfica
y topológica.
c. Dirección
exacta.
d. Número de
medidor.
e. Tarifa
aplicada y monto a cancelar desglosado de conformidad con la estructura
tarifaria vigente.
f. Fecha de
lecturas de los registros de energía, potencia y factor de potencia. Estos dos
últimos cuando corresponda.
g. Lecturas de
los registros de energía y potencia (actual y anterior).
h. Consumo de
kWh (indicar si es leído o estimado).
i. Costo del kWh
y estructura tarifaria
j. Demanda
máxima (lectura, constante).
k. Fecha de
vencimiento de la factura.
l. Costo por kWh
del alumbrado público.
m. Importes por
energía (kWh), demanda (kW), alumbrado público, etc.
n. Total del
monto por pagar.
o. Monto del
depósito en garantía.
p. Fecha de
emisión del recibo.
q. Fecha de puesta
al cobro de la facturación.
r. Tipo de
servicio.
s. Número de la
factura.
t. Histórico de
consumo de los últimos seis meses.
u. Otros tales
como:
1- Multas por
atrasos en el pago, penalización por bajo factor de potencia y cualquier otra
multa aplicable.
2- Ajustes o
compensaciones tarifarias o por calidad del suministro eléctrico.
3- Impuestos de
ley.
4-
Justificación o razón para estimar lecturas.
5- Número
telefónico de atención de quejas de la empresa.
6- Cualquier otra
información a criterio de la empresa o de la ARESEP. […]
2. Modificar el artículo 3 de la norma AR-NT-SUCOM, para que se incluyan
las siguientes definiciones:
[…]
Abonado productor o Productor consumidor: toda persona física o jurídica
que ha suscrito un contrato para el aprovechamiento de la energía eléctrica y
que además produce electricidad con fuentes renovables para ser aprovechada
exclusivamente por él, en el mismo sitio donde se genera, con el único
propósito de suplir parcial o totalmente sus necesidades de energía eléctrica
Cargo por acceso: monto que se debe cancelar como pago por el uso de la
red de distribución por parte del abonado o abonado-productor y que corresponde
a los costos en que incurre la empresa eléctrica para brindar el servicio,
conforme a lo que determine la Autoridad Reguladora.
Contrato de interconexión para abonados productores: es el instrumento
suscrito entre la empresa distribuidora y el productor-consumidor donde se
establecen las condiciones bajo las cuales interactuará éste último con la red
de distribución eléctrica.
Fuentes de energía renovable: fuentes de energía que están sujetas a un
proceso de reposición natural y que están disponibles en el medio ambiente
inmediato, tales como: la energía del sol, el viento, la biomasa, el agua, las
mareas y olas, y los gradientes de calor natural.
Usuario productor o Productor consumidor: persona física o jurídica que
hace uso del servicio eléctrico en determinado establecimiento, casa o predio,
y que además, con autorización del abonado, produce electricidad con fuentes
renovables para ser aprovechada exclusivamente por él, en el mismo sitio donde
se genera, con el único propósito de suplir parcial o totalmente sus
necesidades de energía eléctrica
[…]
3. Adicionar un nuevo Capítulo XVI en la norma AR-NT-SUCOM y
consecuentemente correr la numeración, para que se lea de la siguiente manera:
[…]
CAPÍTULO
XVI
INTERCONEXIÓN,
ACCESO Y SUMINISTRO ELÉCTRICO
PARA
ABONADOS-USUARIOS-PRODUCTORES
Artículo 125. Aplicabilidad normativa. Todos los aspectos regulados en
esta norma relacionados con la prestación técnica y comercial del suministro
eléctrico, son de aplicabilidad para los abonados y usuarios productores. Los artículos de este capítulo prevalecerán sobre el resto del
articulado para el caso de los abonados y usuarios productores.
Artículo 126. Libre interconexión y operación de generadores a la red de
distribución. Las empresas distribuidoras permitirán a sus abonados o usuarios
(con la autorización del abonado y su disposición a firmar el contrato
respectivo) actuales o futuros, interconectar y operar sistemas de generación
para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovables, 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 las que con fundamento en ella, establezcan las
empresas distribuidoras.
Artículo 127. Requisito para la interconexión de generadores a la red de
distribución. Cualquier abonado o usuario actual o futuro, puede constituirse
como abonado o usuario productor, mediante la firma de un “Contrato de
interconexión para abonados productores”.
Artículo 128. Capacidad de acceso. Las empresas eléctricas efectuarán
los estudios técnicos necesarios para cuantificar la capacidad de sus redes de
distribución para la operación en paralelo de abonados productores, según lo
establecido en el Reglamento de Generación Distribuida para Autoconsumo con Fuentes
Renovables Modelo de Contratación Medición Neta Sencilla , garantizando que la
operación de sus generadores para autoconsumo no interfieran con la calidad,
cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima del
suministro eléctrico, de conformidad con las normas técnicas regulatorias
emitidas por la Autoridad Reguladora.
Artículo 129. Limitaciones de acceso. En toda solicitud de conexión de
un generador a la red de distribución, la empresa distribuidora deberá efectuar
el estudio de viabilidad técnica correspondiente, velando por que el suministro
eléctrico al interesado y a los demás abonados o usuarios, se mantenga acorde
con los criterios normativos emitidos por la Autoridad Reguladora en lo que
respecta a calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y
prestación óptima.
Artículo 130. Adecuaciones de red. Las extensiones y adecuaciones de la
red de distribución para la interconexión de abonados productores se regirá de
conformidad con lo establecido en el artículo 123 de esta norma técnica
regulatoria.
Artículo 131. Punto de interconexión. El punto de interconexión, para
efectos comerciales, técnicos y de límites de responsabilidad, del abonado productor
con la red de distribución, lo será el punto de entrega, de conformidad con lo
establecido en el artículo 15 de esta norma técnica regulatoria.
La habilitación de todo servicio para una abonado productor, requiere la
verificación establecida en la norma técnica regulatoria AR-NT-SUINAC
“Supervisión de la instalación y equipamiento de acometidas eléctricas”
vigente.
Artículo 132. Contrato de interconexión. Es responsabilidad de la
empresa distribuidora asegurar que el contrato de interconexión y operación de
un generador para autoconsumo, por parte de un abonado o usuario productor,
contenga las cláusulas contractuales necesarias para que:
a. La
infraestructura de la interconexión se construya y se mantenga conforme a la
norma AR-NT-SINAC “Supervisión de la instalación y equipamiento de acometidas
eléctricas” vigente.
b. La operación
del generador para autoconsumo no interfiera en la calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de otros abonado o
usuarios, establecida en las normas técnicas regulatorias emitidas por la
Aresep.
c. El abonado o
usuario productor se haga responsable de los daños que cause a la empresa
eléctrica y a otros abonados o usuarios. No obstante, la empresa eléctrica
deberá resarcir los daños, que la operación del generador del abonado o
autoproductor, cause a otros usuarios, debiendo en sede administrativa o
judicial, cobrar dichos costos al abonado productor.
Artículo 133. Cargo por acceso e interconexión a la red de distribución.
El abonado-productor deberá cancelar mensualmente a la empresa eléctrica el
costo de acceso e interconexión a la red de distribución, según lo establezca
la Autoridad Reguladora.
Artículo 134. Servicios con facturación de demanda. En los servicios que
por la característica de la tensión de acceso o por el uso de la energía se
facture tanto el cargo por energía como el de potencia, el mismo se realizará
de conformidad con la metodología y pliegos tarifarios vigentes, y se
clasificará en el bloque de consumo que corresponda, con base en el total de
energía retirada de la red de distribución, la cual se entenderá como la
sumatoria de la energía retirada del consumo diferido asociado a la generación
para autoconsumo en su modalidad contractual medición neta sencilla y la
energía vendida por la empresa distribuidora.
Artículo 135. Facturación del alumbrado público. Los productores
consumidores pagarán el alumbrado público sobre el total de la energía retirada
de la red, la cual se entenderá como la sumatoria de la energía retirada del
consumo diferido asociado a la generación para autoconsumo en su modalidad
contractual medición neta sencilla y la energía vendida por la empresa
distribuidora.
Artículo 136. Sistema de medición. El costo del sistema de medición para
el registro de la energía depositada y retirada en los servicios con generación
para autoconsumo en su modalidad medición neta sencilla no podrá ser cargado a
las tarifas del servicio de suministro de energía eléctrica en su etapa de
distribución y dicho sistema de medición deberá ser administrado, operado y
mantenido por la empresa eléctrica.
Este sistema de medición deberá cumplir con lo establecido en el
capítulo IV Inscripción del Modelo de la Norma AR-NT-SUMEL “Supervisión del
uso, funcionamiento y control de medidores de energía eléctrica”.
Artículo 137. Facturación de la modalidad contractual “Medición Neta
Sencilla”. En el caso de existir un excedente de la producción con respecto al
consumo mensual, este debe reflejarse en la facturación del respectivo mes
junto con el acumulado correspondiente, a efectos de compensar el excedente en
las facturaciones subsiguientes y facturar el costo de acceso indicado en el
artículo 133 de esta norma. El cierre para la
liquidación de excedentes se hará en la facturación correspondiente al doceavo
mes del periodo de doce meses consecutivos convenidos entre las partes. […]
VI.C EN CUANTO AL PRECIO DE LIQUIDACION DE LA ENERGÍA ENTREGADA (VENTA
DE EXCENDENTES):
Derogar la resolución RJD-018-2015, mediante la cual Junta Directiva
aprobó la “Metodología para fijar el precio de liquidación de energía entregada
al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por parte de los micro y mini generadores
adscritos a la Norma POASEN”.
VI.C EN CUANTO AL CARGO DE INTERCONEXIÓN A LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN:
Derogar la resolución 022-RJD-2015, mediante la cual Junta Directiva
aprobó la “Metodología de fijación del precio o cargo básico por interconexión
de generadores a pequeña escala para autoconsumo con el sistema eléctrico
Nacional (SEN) con fundamento en la norma AR-NT-POASEN”.
VI.D EN CUANTO AL CARGO POR ACCESO A LAS REDES DE DISTRIBUCION:
Aprobar la
siguiente metodología:
METODOLOGÍA DE FIJACIÓN PARA LA TARIFA DE ACCESO
A LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN POR PARTE DEL
PRODUCTOR-CONSUMIDOR
1. OBJETIVOS Y ALCANCE
1.1 Objetivos
Los objetivos de la presente metodología son:
a. Definir el
procedimiento para establecer la tarifa de acceso a las redes de distribución
por parte del productor-consumidor.
b. Cumplir con lo
dispuesto en el Decreto Ejecutivo N° 39220-MINAE, en lo que corresponda.
c. Contar con
procedimientos de cálculo de tarifas que sean claros y verificables.
d. Salvaguardar
los intereses de los productores-consumidores, del consumidor final y de las empresas
distribuidoras, mediante el cumplimiento del principio del servicio al costo.
e. Garantizar el
criterio de equilibrio financiero del prestador del servicio público
establecido en la Ley N° 7593.
f. Establecer un
trato equitativo entre los diferentes tipos de usuarios, según su naturaleza.
g. Propiciar que
su implementación contribuya con el modelo eléctrico del país y se contribuya
con la prestación óptima del servicio de suministro eléctrico que se brinda a
todos los abonados del sector eléctrico, de acuerdo con lo establecido en los
Decretos Ejecutivos N° 30065-MINAE y el N° 39220-MINAE.
h. Propiciar el
desarrollo de las fuentes renovables de energía, según lo establecido en la Ley
N° 7593 y las políticas sectoriales vigentes incluidas en el VII Plan Nacional
de Energía 2015-2030.
1.2 Alcance
El alcance de esta metodología está delimitada como sigue:
a. Esta
metodología y la respectiva tarifa se aplican según los criterios establecidos
en el Decreto Ejecutivo N°39220-MINAE y el Dictamen C-165-2015 de la
Procuraduría General de la República.
b. Se aplica en
todo el territorio nacional.
c. Se aplica
para todas las empresas distribuidoras de electricidad, según sus propios
costos de distribución y comercialización.
d. La tarifa que
se fija de acuerdo con esta metodología se aplica para todos los abonados que
tengan la condición de productor-consumidor y un contrato de interconexión
vigente según los términos del Decreto N° 39220-MINAE.
e. La tarifa se
cobrará sobre todos los kWh que un productor-consumidor retire de la red de
distribución luego de haberlos depositado en la red.
f. Los kWh que
el productor-consumidor retire de la red sin haberlos depositado, es decir, los
que consuma provenientes de la red, pero generados por otras plantas distintas
a la propia, se cobrarán por parte de la empresa distribuidora con base en los
pliegos tarifarios que cada empresa tenga debidamente aprobados. Estas tarifas ya tienen incluidos los costos de
acceso asociados a la distribución como parte de su estructura normal de
costos, solo que a través de tarifas que integran en un solo monto los costos
de generación, transmisión y distribución (tarifas integrales).
g. El cálculo de la tarifa que se derive de
esta metodología se realizará en el mismo proceso tarifario mediante el cual se
actualizan las tarifas del sistema de distribución de cada empresa
distribuidora. No obstante, la primera aplicación se realizará según lo
indicado en apartado VI del presente documento.
2. METODOLOGÍA
El precio por acceso contempla todos los costos necesarios para que el
productor-consumidor tenga acceso a la red de distribución y esté continuamente
(salvo fuerza mayor) interconectado a la misma.
Para efectos de establecer la tarifa de acceso de un
productor-consumidor a la red de distribución, se contemplarán los costos
asociados a la operación, mantenimiento y administración de la actividad de
distribución de cada uno de los operadores públicos o cooperativas. Dichos costos son los que se obtienen en cada fijación tarifaria del
sistema de distribución de conformidad con la metodología RJD-139-2015
(metodología ordinaria de distribución) y sus modificaciones. Es importante
aclarar que dentro de los costos no se incorporan las compras de energía y
potencia, costos propios de generación, ni el peaje de transmisión.
La tarifa de acceso será un pago que se realizará a la empresa
distribuidora de energía eléctrica em por parte del productor-consumidor, por
cada unidad de energía consumida (kWh) que éste retire de la red, asociada a la
energía que previamente había depositado. Por lo tanto
se pagará en los meses en que se dé dicho retiro.
La tarifa por acceso en colones por KWh para todo productor-consumidor
se calcula de la siguiente manera:
Donde:
= Tarifa de acceso a la red en colones por kWh
para la empresa em para el periodo t+1.
= Costos de la actividad de distribución, en
colones, obtenidos del estudio tarifario del sistema de distribución de la
empresa em, para el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1) (ver fórmula
2).
= Ventas de energía, total anual estimado en
kWh para la empresa em, para el mismo periodo de referencia de la estimación de
los costos de distribución, según
información disponible al
momento en que
se realiza el
estudio
tarifario
del sistema de
distribución (periodo t+1).
No incluye ventas
a
alumbrado público.
Rtem, t+1 = Estimación
de la energía (kWh) retirada de la red
por los productores- consumidores conectados a la red de distribución de la empresa
em, de la energía previamente inyectada por ellos mismos, para el periodo t+1.
t+1 = Periodo en el que estará vigente la tarifa de
acceso.
em =
Empresa distribuidora.
A su vez, los costos de distribución (CD) en colones para cada una de
las empresas distribuidoras de electricidad em, en el periodo de referencia
(t+1), se obtienen de la siguiente manera:
=
Costos de la actividad de distribución, en colones, obtenidos del estudio
tarifario de la empresa em, para el periodo en que estará vigente la tarifa
(t+1).
=
Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración así como,
otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio de
distribución, en colones, obtenidos del estudio tarifario de la empresa em para
el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1).
=
Compras de energía y potencia de la actividad de distribución en colones,
obtenidos del estudio tarifario de la empresa em para el periodo en que estará
vigente la tarifa (t+1).
= Costo del peaje de trasmisión por las compras
de energía de la actividad de distribución en colones, obtenidos del estudio
tarifario de la empresa em para el periodo en que estará vigente la tarifa
(t+1).
= Tasa
de rédito del sistema de distribución calculada mediante el WACC, obtenido del
estudio tarifario de la empresa em para el periodo en que estará vigente la
tarifa (t+1).
BTem,t+1 = Base tarifaria del sistema de distribución,
formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio
(AFNORP) y el Capital de trabajo, obtenidos del estudio tarifario de la empresa
em para el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1).
3. AJUSTES Y REVISIONES
La fijación de la tarifa de acceso se realizará de forma simultánea y en
el mismo proceso ordinario que las fijaciones de las tarifas de distribución de
cada empresa distribuidora de energía eléctrica.
Por lo que si las empresas reguladas solicitan una fijación tarifaria
ordinaria para su sistema de distribución de electricidad, la petición debe
incluir también los cálculos y propuesta de ajuste la tarifa de acceso.
4. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS
La tarifa resultante (TA) será aplicable a los kWh retirados de la red
de distribución por el productor-consumidor, provenientes de su generación
propia, que han sido previamente depositados en dicha red, es decir los kWh
retirados de la red en compensación de los kWh previamente inyectados.
Para los kWh consumidos provenientes de la
red de distribución de la empresa, pero que no corresponden a los kWh previamente
inyectados, se les aplicará la tarifa establecida en los pliegos tarifarios
vigentes de cada empresa distribuidora de conformidad con la categoría de
consumidor establecidos en los mismos (por ejemplo residencial, general,
preferencial con carácter social, media tensión, entre otras), que ya incluyen
dentro de sus costos totales de distribución los correspondientes al acceso a
la respectiva red.
Para efectos del pago mínimo que se cobrará a los usuarios con categoría
de productor-consumidor, las empresas distribuidoras cobrarán el mínimo de
consumo de energía, y potencia que tenga establecido el correspondiente pliego
tarifario, según la categoría de consumidor y al precio establecido en el
pliego tarifario vigente para la correspondiente categoría tarifaria del
consumidor, y se cobrará sobre el total de la energía retirada de la red, la
cual se entenderá como la sumatoria de la energía retirada del consumo diferido
asociado a la generación para autoconsumo en su modalidad contractual medición
neta sencilla y la energía vendida por la empresa distribuidora.
5. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN
Toda la información necesaria para la aplicación de esta metodología la
establecerá la Intendencia de Energía.
6. APLICACIÓN POR PRIMERA VEZ
Una vez aprobada y publicada en La Gaceta la presente metodología, la
Intendencia de Energía (IE) realizará de oficio en un plazo no mayor a los 30
días hábiles, la propuesta de fijación tarifaria de la tarifa de acceso
correspondiente para todas las empresas distribuidoras. Para tales efectos se tomará la información de costos y mercado
utilizada en los cálculos de las
tarifas vigentes a ese momento, según la
metodología y criterios tarifarios que se aplicaron en la correspondiente
fijación.
Para la aplicación por primera vez, la fórmula 2 se sustituirá por la
fórmula 3 siguiente, para las empresas en las cuales no se tenga por separado
la actividad de generación de la actividad de distribución y para las cuales
tengan incluidos los gastos financieros dentro de los costos y gastos de las
tarifas vigentes en ese momento:
Donde:
= Gastos
totales de generación en colones obtenidos del estudio tarifario de la empresa
em para el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1).
=
Gastos financieros en colones obtenidos del estudio tarifario de la
empresa em para el periodo en que estará vigente la tarifa (t+1).
7. DEROGATORIA
Deróguese la resolución RJD-021-2015 del 26 de febrero de 2015, mediante
la cual la Junta Directiva aprobó la “Metodología de Fijación del Precio o
Cargo por Acceso a las Redes de Distribución de Generadores a Pequeña Escala
para Autoconsumo que se integren al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con
fundamento en la norma AR-NT-POASEN” […]
VII. Tener como respuesta a las posiciones y oposiciones presentadas
durante la respectiva audiencia pública, el detalle del análisis que se realiza
en el Considerando I. de la presente resolución.
VIII. Instruir a
la Dirección General de Operaciones para que se proceda con los trámites necesarios
para la publicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta.
En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la
Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario
de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de
tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso
extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos
señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos
recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad
Reguladora de los Servicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.