En la actualidad, existen 2400 instalaciones de generación distribuida interconectadas a las redes de Costa Rica. En suma, alcanzan los 58 MW de capacidad, lo que representa menos del 1% de la matriz energética nacional.
De acuerdo con la valoración de William Villalobos, socio de la Firma Hulbert Volio Montero, la poca penetración de esta alternativa de generación se debe en parte importante a que el desarrollo normativo para la generación distribuida no habría acompañado oportunamente a la práctica en el sector.
“Desde el 2015 a la fecha, hemos tenido obstáculos importantes por vencer en el esquema regulatorio”, declaró el abogado experto en Derecho Energético.
Durante su participación en el webinar de Canadian Solar “Innovación Tecnológica y Mejora Regulatoria”, señaló, una a una, las que para él son las 10 barreras y pesos regulatorios que complican la expansión deseada.
Primeramente, abordó el límite en el 15% de porcentaje de penetración por circuito y también, puntualizó la limitación que se desprende de sólo generar y consumir en el mismo sitio.
“Ambas son situaciones que limitan significativamente el desarrollo y crecimiento del tema en el país”, opinó.
En el segundo caso, repasó que el modelo regulatorio actual ha tenido un problema confundiendo sustancialmente el concepto de generación para autoconsumo.
“Se genera un paralelismo en el que la generación para autoconsumo o la generación distribuida tiene que darse en el mismo sitio donde se genera y, desde luego, eso es una distorsión regulatoria”.
Siguiendo con el análisis, la regla del 49% fue otra barrera que citó el abogado de la Firma Hulbert Volio Montero. Al respecto, explicó que esta produce una discriminación evidente hacia el consumidor nocturno.
“Es una norma que ya está impugnada ante el Tribunal Constitucional en nuestro país. Básicamente es una norma que obliga a que de los excedentes que la persona deposita en la red, luego puede retirar únicamente un 49%, obligando a comprar indefectiblemente un 51% a la empresa distribuidora”.
A nivel de permisos, solicitarlos a las distribuidoras desprendería otros peligros como una exigencia de 6 meses de consumo histórico como requisito, el pago de los medidores, oposición a la viabilidad del sistema y reglas no estandarizadas para las distribuidoras, que junto a otros aspectos como la limitada exoneración a componentes, desmotivarían nuevas conexiones on-grid.
Por otro lado, en el caso del modelo de off-grid o cero inyección, el abogado experto en derecho energético también advirtió que no ha habido una precisión regulatoria en cuanto a la figura en particular.
Aquello trae tres grandes problemáticas adicionales: los proyectos bajo esa modalidad pierden visibilidad, no se tiene registro de las dimensiones de estos proyectos y no genera reglas para inversionistas y usuarios.
Una ventana de oportunidad para la generación distribuida
No todo estaría perdido. El proyecto 22.009, resultado de mesas de trabajo del sector, plantea la necesidad de avanzar con reglas que cubra todo el espectro de recursos energéticos distribuidos, incluir al almacenamiento, microrredes y la cadena de suministro a partir de un modelo descentralizado.
Como iniciativa de Ley, aquel proyecto ya logró un dictamen unánime de las distintas fracciones legislativas que participaron en la comisión que trató el documento, ahora se encuentra a la espera de que el poder ejecutivo nacional lo convoque en el periodo de sesiones extraordinarias para que siga su discusión en el plenario legislativo.
Desde la óptica de Villalobos, se trataría de “un proyecto bueno para todos” ya que se habría construido a partir de 3 necesidades comunes: potenciar una generación de electricidad sostenible, reducir los costos del suministro eléctrico y permitir la incorporación de varios sistemas de generación distribuida y almacenamiento, brindando seguridad y estabilidad a la red de distribución.
