El Artículo 20 de la Ley No. 57-07 sobre incentivos al desarrollo de fuentes renovables de energía y sus regímenes especiales, dispone en su párrafo inicial que las distribuidoras de electricidad tienen la obligación de comprarles sus excedentes a precios fijados por la Superintendencia de Electricidad (SIE), previo estudio y recomendación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), a los usuarios regulados y no regulados que instalen sistemas de producción de electricidad a partir de fuentes renovables, con la posibilidad de generar excedentes que pueden ser enviados a las redes del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
Esto es lo que se conoce en el mundo energético, específicamente en el subsector eléctrico, como “Medición Neta”, lo cual conforme a los Reglamentos de Medición Neta y de Interconexión de Generación Distribuida, ambos dictados por la CNE en el año 2012, consiste en el proceso de medir de forma simultánea, la energía retirada por el Cliente de las redes de la Distribuidora y acreditar la energía inyectada por él a dichas redes generada con fuentes renovables de energía.
Para la ejecución práctica de este mecanismo de incentivo al autoconsumo de origen renovable, se suscribe entre el Cliente y la Distribuidora un Acuerdo de Medición Neta y luego se instala un medidor bidireccional, con características específicas para cada tipo de suministro y su capacidad puntual. Este medidor es de dos direcciones, porque debe registrar de forma separada la energía retirada por el cliente y por otro lado la energía inyectada por el sistema renovable a la red de la distribuidora (energía exportada). Esta información es usada para determinar el consumo o inyección neta del cliente, que no es más que la diferencia de ambos datos.
Al final de cada periodo de facturación, el Cliente tendrá un débito o crédito en energía física. En caso de ser débito, la Distribuidora factura esta energía con el esquema tarifario que corresponde. Además el cliente debe pagar los cargos fijos y por potencia máxima correspondientes a su modalidad tarifaria y nivel de consumo.
En el caso de ser crédito esta energía se mantiene como balance positivo para el próximo periodo de facturación, balance que se acumula para el siguiente mes de forma sucesiva hasta completar el año calendario. De haber quedado el cliente con un saldo positivo, la Distribuidora le remite un cheque por el 75% de la energía del saldo a favor, multiplicado por el primer escalón tarifario, hoy día 4.44 RD$/kWh. El 25% restante es usado por las Distribuidoras para programas de eficiencia energética.
Al Programa de Medición Neta (PMN), puede acceder cualquier persona natural o jurídica, pública o privada que lo solicite y cuente con espacios de vocación y disponibilidad para la instalación eficiente de sistemas de generación renovable a partir de fuentes eólicas o fotovoltaicas (y en el futuro de cualquier tipo de origen renovable), ya sea para fines de autoabastecimiento residencial, cuya capacidad sea menor o igual a 25 Kilovatios (KW); o para suministros de propósitos comerciales e industriales con capacidad no mayor de 1 megavatio (MW).
Ahora bien, como requisito esencial y paso previo para el acceso al PMN, el Cliente interesado debe suscribir con la Distribuidora un Acuerdo de Interconexión de ambos Sistemas (Generación y Distribución), que es distinto al Acuerdo de Medición Neta y su procedimiento específico.
Este Acuerdo de Interconexión y sus particularidades, se detalla en el ya mencionado Reglamento Interconexión de Generación Distribuida de la CNE, cuyo propósito básico es determinar la compatibilidad o los requisitos que necesita cumplir el sistema de generación, para poder operar en paralelo con el sistema de distribución eléctrica “…de forma que se exista la posibilidad de transferir energía eléctrica entre ambos sistemas, mientras permanezcan interconectados”.
Antes de aprobarse la interconexión, la Distribuidora está habilitada para realizar una evaluación tendente a verificar que dicha interconexión no genere riesgos a la operación regular de su sistema, el cual no debemos olvidar que mantiene la prestación de un servicio público bajo exigencias de universalidad, calidad, continuidad y seguridad física medioambiental.
Esta evaluación previa tiene dos modalidades, las cuales se esquematizan en función del tamaño del sistema de generación que se pretenda interconectar o de sus implicaciones frente a la red a la que se conectará. Cuando el sistema de generación se compone de equipos previamente aprobados (Artículo 22 del Reglamento), monofásicos con capacidad no mayor 25 KW o trifásicos con capacidad que no sea mayor de 200 KW, el proceso de evaluación es simple, en el entendido de que verificada la habilitación para operar en paralelo, se aprueba la interconexión.
Por el otro lado, aquellos proyectos que no cumplan con los criterios del proceso de interconexión simple o los proyectos con capacidad mayor de 25KW monofásico o 200 KW trifásico e igual o menor de 1 MW, se evalúan mediante un estudio suplementario, tendente a determinar los cambios que pueden requerir el sistema de generación o el sistema de distribución para poder operar en paralelo de forma segura y confiable.
Son de la exclusiva responsabilidad del Cliente, los costos de este estudio suplementario, así como los cambios que haya que realizar, ya sea sobre el sistema de generación o algunos de sus equipos o sobre la red o equipos de la Distribuidora.
Un punto que ha provocado cierta controversia en la práctica, es el Artículo 17, literales a) y e) del Reglamento, el cual prevé que la capacidad agregada de todos los sistemas de generación que estén en la misma red troncal del sistema de distribución, no excederá el 15% de la demanda pico anual de dicha red troncal. Asimismo, la capacidad agregada conectada al sistema de distribución, incluyendo el sistema de generación propuesto, será menor o igual al 1% de la demanda pico del sistema eléctrico de la Distribuidora.
Es importante mencionar, que estos porcentajes de capacidad agregada pueden ser modificados previo acuerdo entre los clientes y las Distribuidoras, pero siempre que se pueda sustentar técnicamente mediante el precitado Estudio Suplementario. Cuando una decisión de la Distribuidora no satisfaga las expectativas del Cliente, éste tiene a su alcance el ejercicio de recursos en sede administrativa, que se ejercen en reconsideración ante la propia Distribuidora o la SIE y por la vía jerárquica ante la CNE.
Como puede notarse, existe todo un procedimiento estructurado que invita a los interesados en desarrollar sistemas de generación distribuida, a presentar sus proyectos a la Distribuidora antes de la instalación de los mismos, de manera que sus inversiones no se vean ralentizadas o definitivamente perdidas, en el caso de que un Estudio Suplementario refleje que para la operación en paralelo, haya que realizar cambios que ameriten costos que el Cliente no esté en condiciones o en la disposición de asumir.
Ciertamente la generación distribuida y el PDM constituyen una realidad que llegó para quedarse en la República Dominicana. A la fecha las Distribuidoras han permitido la instalación de unos 118 MW de este tipo de generación con más de 4,490 clientes participando del programa. Sólo para este año 2019, se han instalado unos de 5 MW. Este programa seguirá creciendo, principalmente bajo la tecnología fotovoltaica (solar) en la medida en que los costos de los paneles solares y su instalación continúan decreciendo.
La anterior afirmación, no es exclusiva de la República Dominicana. En su reciente informe, sobre el mercado de las renovables 2019, la Agencia Internacional de Energía (AIE), señala que la capacidad de energía renovable total del mundo crecerá un 50% entre 2019 y 2024, del cual la energía solar fotovoltaica representa el 60% del aumento, todo impulsado por reducciones de costos y esfuerzos concertados de políticas gubernamentales a nivel global.
No obstante lo anterior, el propio informe de la AIE advierte que se requieren reformas importantes a nivel regulatorio desde una óptica técnica y tarifaria para evitar que este auge de la energía fotovoltaica distribuida, afecte los mercados de electricidad, aumentando los costos del sistema y desafiando la integración eficiente a la red de las energías renovables.
Un crecimiento mal administrado del uso de estas tecnologías, puede incrementar los riesgos de operación y rentabilidad de los operadores de red. Por eso es tan importante tener en cuenta los límites de capacidad de penetración al sistema de distribución de estos proyectos, regulando la energía inyectada a la red en cada punto, esto con el propósito de impedir que se inyecte más energía de lo que pueda manejar técnicamente la red.
Entiéndase, que no se trata establecer simplemente un tope por la vía reglamentaria (como por ejemplo el famoso 15% de la demanda pico anual de la red troncal), que como ya hemos dicho, está sujeto a acuerdos de ampliación sustentados técnicamente, sino más bien de respetar la obligada evaluación que tiene que realizarse previamente, con base a la realidad de cada circuito, sus curvas típicas, los datos técnicos, las inyecciones presentes y sus horarios, así como también la dinámica de integración de esa energía nueva en un circuito en particular, en aras de mantener la seguridad y calidad del servicio público de distribución.
Ninguna redacción reglamentaria por sí sola, va a poder recoger todas las variables que pueden incidir para determinar si una inyección de energía será técnicamente estable en un punto de la red, por eso la validez y necesidad de los estudios suplementarios que el reglamento propone, los cuales se hacen más imprescindibles en la medida en que crece la cantidad de solicitudes de interconexión de generación distribuida.
Pero tal vez el punto menos tratado en esta cadena de discusión, es la garantía de la sostenibilidad de los costos fijos del distribuidor. Efectivamente, en la medida en que más usuarios pasan a un modelo de autoabastecimiento, es previsible que el costo de compra de energía se vea reducido proporcionalmente. Sin embargo lo mismo no ocurre con el denominado Valor Agregado de Distribución (VAD) o con los costos de transmisión.
Actualmente, en su mayoría los clientes que están conectados a generación distribuida, son usuarios bajo la modalidad tarifaria de Baja Tensión Simple (BTS), la cual es de naturaleza monómica, donde salvo el cargo fijo mensual, todos los costos de la estructura tarifaria (energía, potencia de punta, transmisión y VAD) quedan atados al factor energía. En ese sentido, a menor volumen de energía vendida, menores ingresos tiene el Distribuidor para cubrir sus costos de operación, específicamente lo atinente al VAD, los costos de transmisión y el costo de fiabilidad o de potencia.
Por eso resulta de sumo interés, ponderar algunas alternativas que sin afectar el apogeo vigente de la generación distribuida, permitan que el operador de la red pueda mantener su negocio en condiciones óptimas de rentabilidad, sostenibilidad, eficiencia, seguridad y calidad del servicio. Quizás sería factible valorar una tarifa binómica para todos los interesados en acceder al PMN, incluyendo a los clientes BTS, considerando un cargo por la potencia retirada de la red del distribuidor. Otra variable podría ser, limitar el reconocimiento bajo medición neta de la energía inyectada a proyectos menores a 25 KWh.
Frente a todo lo anterior, hacemos nuevamente acopio del informe rendido por la AIE, en el cual se refleja el pleno convencimiento de que al reformar las tarifas minoristas y adaptar las políticas, las empresas de servicios públicos y los gobiernos pueden atraer inversiones en energía fotovoltaica distribuida y, al mismo tiempo, asegurar suficientes ingresos para pagar los activos de la red fija y garantizar que la carga de costos se distribuya de manera justa entre todos los consumidores.