Análisis Técnico-Financiero
de la Generación Distribuida
en la CNFL

Dirección Sectorial de Energía
Ministerio de Ambiente y Energía
2015





ESCUELA  DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
UNIVERSIDAD DE COSTA RICA

Análisis Técnico-Financiero de la
Generación Distribuida en la CNFL

Coordinador:
Ing. Gustavo Valverde, PhD

Investigadores Asociados:
Ing. Jose D. Lara, MSc
Ing. Adolfo Lobo, MBA
Ing. José D. Rojas, PhD

Investigadores Asistentes:
Ing. Andrés Arguello
Ing. Catherine Montiel





Análisis Técnico-Financiero de la
Generación Distribuida en la CNFL

Este estudio ha sido financiado por la Fundación Costa Rica -Estados Unidos de
América para la Cooperación (CRUSA). El proyecto fue realizado por la Escuela
de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica (UCR), bajo la supervisión
de la Dirección Sectorial de Energía, con la colaboración de la Compañía Nacional
de Fuerza y Luz S.A. y el Instituto Costarricense de Electricidad. Su contenido es
responsabilidad exclusiva de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la UCR y en ningún
caso debe considerarse que refleja los puntos de vista de CRUSA.





RESUMEN
El presente documento es el informe final que resume los resultados reportados

en seis informes parciales entregados a la Dirección Sectorial de Energía y el Minis-
terio de Ambiente y Energía durante los meses de abril hasta setiembre 2015. Las
actividades principales de la consultoría consistieron de:

1. Analizar el PPGD del ICE y los programas realizados por la CNFL
que contemplan el autoconsumo dentro de su modelo de negocio, con
el fin de determinar la línea base técnica para esta consultoría.

Determinar las principales fuentes de energía utilizadas para la Generación
Distribuida (GD)
Características de tecnologías y costos.
Barreras técnicas, empresariales, y comerciales de los clientes para intro-
ducir estos sistemas.
Impactos detectados por las áreas técnicas de las empresas causados por
la interconexión a la red de los sistemas GD.
Impactos financieros detectados por causa de los programas de GD en las
empresas.
Describir los programas de recaudación por la venta de equipos de efi-
ciencia energética y energía renovable de la CNFL y analizar su posible
implementación masiva para sistemas de GD.
Determinar y recomendar los mecanismos utilizados para el monitoreo
tanto para los sistemas de producción de energía con GD cómo para el los
efectos en la red de distribución.

2. Analizar la situación de los programas de GD en las empresas muni-
cipales y cooperativas.

Analizar experiencias de proyectos actuales e impacto en la red.
Identificar posibles necesidades o estudios adicionales en las redes de dis-
tribución de esas empresas.
Especificar las características generales para cada una de las empresas
Identificar la disponibilidad de programas y capacidad técnica de las em-
presas para estudiar redes eléctricas que contengan clientes con GD.
Determinar la existencia de programas de GD.



Analizar posibles propuestas de implementación según requerimientos de
AR-NT-POASEN.
Determinar barreras técnicas y financieras manifestadas por estas empre-
sas.

3. Analizar el potencial mercado de sistemas de GD de la CNFL de
acuerdo a las características de los clientes y su ubicación geográfica.

Determinar las capacidades instaladas máximas de generación para cada
tipo de cliente R, C e I de acuerdo a su ubicación geográfica y de un
circuito de distribución típico.
Determinar los horarios de producción de energía y potencia por parte de
la GD de sistemas típicos.
Estimar la demanda máxima de sistemas de GD por tipo de cliente de
acuerdo a sus capacidades adquisitivas y de consumo.
Estimar el potencial máximo de producción energética como resultado del
uso masivo de sistemas de GD.

4. Determinar el efecto financiero sobre la CNFL por tipo de cliente de
los programa de GD.

Analizar los costos de compra de la CNFL al ICE y de producción propia
de CNFL en energía y potencia por periodos horarios y estacionales.
Analizar las tarifas de venta de energía de la CNFL a los diferentes sectores
de consumo frente a las posibles entregas de los auto generadores.
Estimar los costos administrativos y operativos asociados a la implemen-
tación de programas de GD.
Estimar el beneficio financiero de reducir pérdidas debido a las menores
distancias de transporte de energía producida por la GD, ya que se produce
en el sitio.
Estimar y comparar los ingresos dejados de percibir respecto a los egresos
de la compras de energía y potencia.

5. Elaborar un plan de acción para la implementación masiva de pro-
gramas de GD en la CNFL.

Proponer una estrategia para superar las barreras técnicas y financieras
detectadas.



Identificar posibles necesidades o estudios adicionales en las redes de dis-
tribución
Proponer los mecanismos para el monitoreo tanto para los sistemas de
producción de energía con GD cómo para los efectos en la red de distri-
bución.
Proponer a la luz del POASEN, una idea de tarifa de acceso.

Resumen de hallazgos y resultados
Capítulo 2

La generación eléctrica distribuida está constituida por las unidades de generación
instaladas directamente en las redes de distribución. Esta generación incluye unida-
des de pocos kW hasta varios MW, y no se limita al esquema de generación para
autoconsumo.
Las principales fuentes de energía utilizadas para la generación distribuida son

la energía solar, eólica, hidroeléctrica, biomasa, los combustibles fósiles y el hidró-
geno. Sin embargo, para efectos de políticas públicas, la tecnología de generación
distribuida se puede limitar a aquellas que aprovechen las fuentes de energía limpia
únicamente (solar, eólico, biomasa, celdas de combustible). El resultado de expe-
riencias costarricenses sobre generación distribuida para autoconsumo como el Plan
Piloto del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y los registros de la Com-
pañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) reflejan que el potencial más alto a nivel
nacional es la tecnología fotovoltaica.
Se encontró que debido al nivel actual de penetración de generación distribuida y

a la ausencia de sistemas de monitoreo, el ICE y la CNFL no han detectado impactos
de la generación distribuida para autoconsumo en las redes eléctricas y tampoco han
cuantificado el impacto financiero producto de la reducción de ventas.
En cuanto a las necesidades de monitoreo de sistemas de generación distribuida

se encontró que no hay necesidad de monitorear los sistemas de pequeña escala,
únicamente su producción en kWh. Para sistemas de 250 kVA o más, la normativa
nacional e internacional sí solicita equipos de monitoreo de las variables eléctricas del
generador. El operador de la red puede registrar el status, potencia activa y reactiva
de salida, así como la producción de energía en kWh.
Es importante, sin embargo, que las compañías de distribución tengan un registro

actualizado de la localización y capacidad de los generadores para autoconsumo.
Estos registros serán insumos importantes para detectar zonas de alta penetración de
generación distribuida, y tomar decisiones de realizar estudios de impacto en circuitos



o ramales específicos, o instalar equipos de monitoreo de calidad de la energía en la
zona de interés.
La producción energética de los sistemas de generación para autoconsumo tipo

fotovoltaico y eólico dependen principalmente de las condiciones metereológicas del
sitio donde son instalados. De acuerdo a mediciones de irradiación en el Valle Central
de Costa Rica, obtenidos del proveedor SolarGIS, la producción de los sistemas fo-
tovoltaicos es relativamente uniforme a lo largo del año, cercano a los 115 kWh/mes
por cada kW instalado. Los mejores meses de producción solar son diciembre, enero,
febrero y marzo mientras que los meses de menor producción coinciden con los meses
de la época lluviosa.
En el caso de generación eólica se determinó que la producción de energía en el área

metropolitana es muy pobre según mediciones reales de velocidad de viento facilitados
por el Instituto Meteorológico Nacional (IMN) de Costa Rica. De acuerdo a las
curvas de potencia-velocidad de micro aerogeneradores para autoconsumo, la energía
mensual promedio producida por generadores eólicos rondaría los 50 kWh o menos
por cada kW instalado, esto es menos de la mitad de su equivalente fotovoltaico.

Capítulo 3

En el informe también se repasaron los resultados del Plan Piloto del ICE y el
programa de recaudación de la CNFL. Estas iniciativas, particularmente el plan
piloto, reflejan que el sector residencial está muy interesado en instalar sistemas de
generación para autoconsumo, a pesar que las mejores opciones de financiamiento
en este campo están dirigidas a empresas e instituciones. Entre los beneficios del
plan piloto se destaca la diversificación de fuentes renovables de energía, creación
del mercado de equipos de generación distribuida e instaladores, además de que se
incentivó la inversión privada en temática energética. El proyecto impulsado por el
ICE logró cumplir la cuota de potencia instalada de manera exitosa.
En el caso de las distribuidoras municipales y cooperativas, antes de que se pusiera

en vigencia la norma AR-NT-POASEN, no existió ningún tipo de programa formal
parecido al Plan Piloto del ICE o las iniciativas de la CNFL. Sin embargo, algunas
empresas permitieron de forma ad−hoc la instalación de sistemas de generación, como
ESPH o COOPEGUANACASTE que autorizaron la conexión de varios sistemas
distribuidos para autoconsumo.
A pesar del creciente número de sistemas instalados por iniciativa de los abonados,

las cooperativas y las empresas municipales poseen interés limitado en la instalación
de los sistemas distribuidos. Las empresas están dispuestas a realizar las intercone-
xiones necesarias según lo dispuesto en AR-NT-POASEN, siempre que no afecte los



intereses del resto de clientes, y no se afecten la estabilidad ni el servicio en su red.
Según consultas a las empresas y cooperativas, estas requieren de estudios deta-

llados de sus sistemas en términos técnicos y de costos antes de tener receptividad
a este tipo de generación. Se requiere apoyo técnico, entrenamiento y adquisición
de herramientas para mejorar la gestión de la red. Ahora bien, debido a la que la
adopción de sistemas de generación distribuida ha sido lenta y no todos los abonados
en todas las empresas van a tener interés en estos temas, el proceso de adaptación
no resulta una barrera para que existan nuevas conexiones.
También se analizaron diferentes barreras que limitan una adopción más amplia

de la generación distribuida para autoconsumo. En cuanto a las barreras técnicas,
aún está pendiente la capacitación de personal de las empresas para realizar estu-
dios de impacto y efecto de generación distribuida en la red, siendo esta una de las
preocupaciones de las empresas eléctricas. Sin embargo, estos efectos podrían pre-
sentarse cuando se instalen generadores distribuidos de forma masiva, no coordinada
y sin la adecuada planificación y control. Posteriormente se presentaron las barre-
ras comerciales, donde se detectó que los precios de los equipos aún dificultan el
acceso de usuarios a esta alternativa tecnológica, particularmente para los abonados
residenciales.

Capítulo 4

Se incluyó un análisis de rentabilidad de los sistemas fotovoltaicos para autocon-
sumo, desde el punto de vista de los abonados, dando énfasis a los clientes de CNFL.
El análisis muestra que para una misma potencia nominal instalada, los clientes con
consumos más altos logran un retorno de la inversión en menos tiempo debido a la
estructura tarifaria vigente en Costa Rica.
Los resultados reflejan que los usuarios residenciales en el área de concesión de

CNFL no recuperan la inversión en menos de diez años si la tasa de retorno es
8%. En el caso de consumos menores a 200 kWh, el tiempo de recuperación de
la inversión ronda los 30 años, al menos 5 años por encima de la vida útil de los
sistemas fotovoltaicos. Para consumos residenciales muy altos (superior a los 800
kWh) se observan tiempos de recuperación de 12 a 15 años aproximadamente y la
TIR llega a un valor máximo del 17,5% para estos casos.
En conclusión, con las tarifas de costo de acceso a la red e interconexión vigentes

y el pliego tarifario actual, las condiciones para la generación distribuida a nivel
residencial en el área de concesión de CNFL son poco atractivas para la mayor parte
de los abonados. Las condiciones son más favorables en el caso de los abonados del
ICE, sin embargo, no lo suficiente para esperar una adopción realmente masiva.



En Tarifa General (TG) de CNFL, para consumos mayores a 2000 kWh/mes es
posible conseguir un periodo de recuperación ligeramente superior a los quince años.
Para el caso del ICE los resultados son algo mejores, con tiempos de recuperación
ligeramente superior a los 10 años. De acuerdo a las TIR calculadas (que rondan el
19%), se podría concluir que para TG en CNFL, sí existen casos en los que instalar
sistemas fotovoltaicos sí se puede considerar como una opción atractiva.
En el caso de la Tarifa Media Tensión (TMT), los resultados indican que para

clientes de CNFL y el ICE no se obtienen tiempos de recuperación menores a diez
años, independientemente del nivel de consumo. Ahora bien, a diferencia del caso
residencial, para la tarifa TMT, la TIR sí se puede considerar relativamente alta,
con valores superiores al 19% y 22%, en CNFL y el ICE respectivamente.
La rentabilidad de los sistemas fotovoltaicos es poco sensible a parámetros como

errores de estimación en la generación de energía y tasa de corte. Sin embargo,
se presentó una gran sensibilidad respecto al aumento en la tarifa de electricidad,
porcentaje de financiamiento y, en el caso de TG, la hora a la que ocurre la demanda
máxima.
Los resultados obtenidos en el estudio, aunque no se reportan en este informe final,

demuestran que debido a las tarifas vigentes de ICE, ESPH y COOPESANTOS, los
abonados de estas distribuidoras verán más atractivo instalar sistemas fotovoltaicos
comparado a abonados en otras áreas de concesión con el mismo consumo y el mismo
tipo de tarifa (TR, TG o TMT).

Capítulo 5

En materia de estimación de demanda máxima de sistemas de generación distri-
buida, el estudio se enfoca en sistemas fotovoltaicos pues esta es la tecnología de
generación para autoconsumo con mayor potencial dentro del área de servicio de
CNFL. Los sistemas hidroeléctricos a filo de agua y biomásicos no se consideraron en
el estudio pues dependen exclusivamente de la ubicación, disponibilidad de materia
prima y actividad del abonado, asimismo los sistemas de generación eólica presentan
niveles de producción muy pobres para ser considerados como una opción rentable
para los clientes de CNFL.
Para estimar la demanda máxima de sistemas de generación fotovoltaica, se desa-

rrolló un modelo de asignación de capacidad óptima (que maximiza la rentabilidad
del generador), y una probabilidad de instalación a cada uno de los clientes de CNFL.
Se estima que, de acuerdo con el modelo de decisión planteado, el 28 % de los clientes
de CNFL tienen una probabilidad mayor a cero de instalar un sistema fotovoltaico.
Asimismo, se encontró que Escazú, Santa Ana y Curridabat son los cantones con



mayor probabilidad de instalación a nivel residencial mientras que los cantones de
Cartago, Heredia y San José presentan la mayor probabilidad de instalación en co-
mercios e industrias. Los resultados se compararon con la información del Índice de
Desarrollo Cantonal, dando como conclusión que los cantones con mayor potencial
coinciden con aquellos que tienen el mayor índice de bienestar material.
De acuerdo con el estudio probabilístico, la capacidad instalada total esperada en

sector residencial varía entre 47 MW y 50 MW, mientras que los clientes con tarifa
general se puede esperar una instalación de 89 MW y 105 MW. Los clientes con tarifa
preferencial y promocional tendrán una participación muy baja en generación distri-
buida y en los clientes con tarifa de media tensión se podría esperar una instalación
de entre 13 MW y 32 MW.
Además, la energía promedio que se espera sea producida por los clientes potencia-

les de CNFL ronde los 20 GWh/mes con mayor producción en los meses de diciembre
hasta marzo. La energía anual esperada suma 244,9 GWh, representando un 7,4 %
de la energía vendida por CNFL en el año 2014. Es importante aclarar que estos
resultados no contemplan la restricción del 15 % de demanda máxima del alimenta-
dor establecido por ARESEP, sino que contempla el potencial máximo, tal como se
solicitó en la propuesta del estudio.

Capítulo 6

El efecto de integración masiva en la CNFL se analizó por medio de una ecua-
ción de impacto financiero, considerando las diferentes tarifas y diferentes niveles de
consumo. A partir de las tarifas vigentes en el III trimestre del 2015, se encontró
que la instalación de sistemas fotovoltaicos a nivel residencial, comercial e industrial
implica una reducción en los ingresos percibidos por CNFL en la mayoría de los ca-
sos. Es de rescatar que algunas combinaciones de capacidad instalada y consumo del
cliente puede llevar a una ganancia de dinero para la distribuidora. En dicho análisis
se consideró el costo de acceso a la red, la contribución en reducción de pérdidas en
la red, reducción de compra de energía y potencia al ICE, y reducción en pago por
transmisión. Además, para evaluar el impacto en el corto y mediano plazo, se realiza-
ron proyecciones de instalaciones futuras de sistemas fotovoltaicos y se encontró que
el impacto depende en gran medida del crecimiento de las tarifas. Por ejemplo, si el
costo de electricidad crece un 10% por año, el impacto de un generador distribuido
en CNFL es mucho mayor al caso que la electricidad vaya a crecer a un ritmo del
5% anual.



Capítulo 7

En este Sección se presenta un estudio de impacto de la incorporación masiva de
sistemas de generación distribuida tipo fotovoltaica en un circuito urbano de CNFL.
El estudio se realizó con la herramienta de simulación OpenDSS, con datos reales del
circuito que fueron proporcionados por la empresa distribuidora.
En el estudio se simularon escenarios (futuros) de alta penetración de generación

fotovoltaica para autoconsumo mediante simulaciones de series de flujos de potencia
(para considerar variaciones de carga y generación en un mismo día). Los estudios
consideran múltiples escenarios que abarcan diferentes combinaciones de localización
de sistemas fotovoltaicos y niveles de penetración.
Para cada uno de los escenarios simulados se registraron eventos de sobretensiones,

desbalances en la red y sobrecargas en líneas o transformadores, con el objetivo
de determinar en qué nivel de penetración, el circuito podría enfrentar problemas
por integración masiva de generación distribuida. El estudio no toma en cuenta las
restricciones establecidas en AR-NT-POASEN para así tener un mejor panorama de
lo que pasaría en la red en ausencia de limitaciones de acceso.
De las pruebas se encontró que hay poca probabilidad de que los sistemas fotovol-

taicos incrementen el desbalance en la red, sin importar el nivel de penetración. Por
el contrario, se encontró una tendencia de reducción del desbalance en la red. En lo
que respecta a pérdidas, se verificó que los generadores para autoconsumo ayudarán
a la reducción de pérdidas activas y reactivas del circuito.
También se encontró que los transformadores MT/BT serían los elementos con

alguna probabilidad de sobrecargas producto de los sistemas fotovoltaicos, y con
menor probabilidad algunas líneas de baja tensión. Las líneas de media y la gran
mayoría de líneas de baja tensión no se sobrecargaron en los ensayos realizados porque
los calibres de los conductores utilizados actualmente en CNFL son adecuados para
soportar la corriente inyectada por los posibles generadores para autoconsumo.
Al analizar el efecto de las tensiones en la red, se encontró que los sistemas foto-

voltaicos podrían causar problemas de tensiones altas en circuitos secundarios. En
las simulaciones realizadas se encontraron casos donde algunas barras presentaban
tensiones superior a 130 V (cuando la tensión nominal debe ser 120 V). Este es
un problema que se podría presentar en barrios con una importante concentración
de sistemas fotovoltaicos. Estos problemas de tensiones altas se podrían presentar
en condiciones de baja demanda (periodo valle) y alta generación, por ejemplo, a
las 13:30 horas. En el caso de la red primaria (media tensión), no se encontraron
elevaciones de tensión suficiente para ser de preocupación.
Al simular el efecto “sombra” de las nubes, se encontraron variaciones pequeñas

en la tensión de barras en media tensión. Sin embargo, al monitorear algunas barras



de baja tensión se encontraron variaciones de 6-10% debido al paso de la nube.
En general, se encontró que el aumento de tensión en las redes de baja tensión

es la principal limitación técnica de la instalación de sistemas de generación para
autoconsumo en el circuito 2203 Belen - San Juan. Por el contrario, el desbalance y
las sobrecargas no parecen ser una barrera técnica aún en casos de alta penetración.
Los problemas de sobretensión se identificaron principalmente cuando la capacidad

instalada es superior a los 5000 kW. Sin embargo, dependiendo de la concentración
de generadores en un área específica, los problemas de tensiones altas se podrían
presentar en escenarios de menor penetración (3000 kW por ejemplo), tal como se
encontró en el presente estudio.
A pesar que los resultados del presente estudio no se pueden generalizar, se con-

cluye que es importante mantener la restricción en AR-NT-POASEN que indica que
la capacidad agregada del micro generador conectado a un transformador debe ser
menor o igual a la capacidad del mismo. En ausencia de esta restricción se podrían
presentar casos de transformadores sobrecargados, tal como se demostró en el estu-
dio.
Por el contrario, la limitación que establece que la suma de las potencias nominales

de generadores distribuidos no debe ser superior al 15% de la máxima demanda de
potencia anual del alimentador no se justifica. Una capacidad instalada muy superior
al 15% puede no causar ningún problema en la red si los sistemas de generación
están dispersos en el circuito. Por el contrario, una capacidad inferior al 15% podría
resultar en problemas en la red si los sistemas de generación se concentran en un
área particular.
El estudio es el primer esfuerzo en el país por identificar el impacto positivo y

negativo de la generación para autoconsumo en un circuito de distribución. El estudio
se puede extender para considerar otros efectos no estudiados acá como parpadeo
(flicker), armónicos y aporte de los generadores a la corriente de cortocircuito.
En la Sección 7.4 se presentan los estudios preliminares, convencionales y especiales

que deben realizarse conforme la implementación de sistemas de generación distri-
buida se vuelva masiva. Estos estudios se basan en el documento IEEE 1547.7-2013
sobre interconexión de sistemas de generación distribuida a la red eléctrica. Muchos
de estos estudios pueden ser realizados perfectamente por las empresas distribuido-
ras, y, aquellas que no estén en capacidad de realizarlos, siempre podrán contar con
el apoyo de la Academia para colaborar en crear las bases y las plataformas para
llevarlos a cabo. Entre los estudios que se deben realizar se encuentran: simulación
de flujos de potencia, estudios de cortocircuito, coordinación de equipos de protec-
ción, simulación quasi-estática, simulaciones dinámicas, simulación de transitorios
electromagnéticos, estudios de armónicos y parpadeo.



Capítulo 8

La adopción de sistemas de generación distribuida para autoconsumo con una im-
plementación masiva requiere superar varias dificultades, entre ellas, barreras finan-
cieras, comerciales y regulatorias, estudios técnicos y sistemas tarifarios. El informe
recoge una serie de soluciones a dichas barreras y presenta una propuesta tarifaria
para resolver el conflicto con las empresas distribuidoras.
En el caso de las barreras comerciales, es necesario que el Estado genere mecanis-

mos que hagan a la generación distribuida más competitiva económicamente para
los usuarios, incentivando la creación de líneas de crédito. En el caso de las barreras
regulatorias, el pronunciamiento de la Procuraduría General de la República vino
a aclarar el alcance y responsabilidades de MINAE y ARESEP en la actividad de
generación para autoconsumo. Sin embargo, sí se considera necesario que ARESEP
revise su norma técnica y sistema tarifario para que esté acorde con la Procuraduría
y evitar conflictos entre los intereses de usuarios con generación distribuida y las
distribuidoras.
Después de analizar algunos modelos tarifarios, quedó claro que para tener un sis-

tema de tarifa justo, es necesario lograr desagregar todos los costos de cada una de las
etapas del sistema, de manera que se pueda tasar correctamente tanto los beneficios
como los gastos en los que se incurre por la instalación de sistemas de generación
distribuida. Se propone que la tarifa por distribución tenga un componente fijo que
sirva para pagar los gastos de administrar y operar la red, y una parte variable que
depende del consumo y demanda del cliente. En el caso de las tarifas General y Media
Tensión, los clientes podrían contratar un pico de demanda con la distribuidora de
acuerdo a sus necesidades. En el caso de que estos clientes sobrepasen estos límites,
deberán pagar una penalización a la compañía de distribución. Para el caso de los
clientes residenciales, este cobro por demanda deberá ser prorrateado entre todos los
clientes, de manera que el pico de demanda de todo el sector sea visto como uno solo,
para luego distribuir sus costos equitativamente entre todos los clientes.
Cuando un cliente decida instalar un sistema de generación distribuida, el com-

ponente por distribución no se verá afectado, puesto que la instalación solamente
impacta al componente de energía, por lo tanto, las finanzas de la compañía de
distribución no deberían verse afectadas negativamente.



Índice general

Nomenclatura 21

1. Introducción 23

2. Aspectos generales de la generación distribuida 26
2.1. Generación Distribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.1.1. Definición General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
2.1.2. Beneficios de la Generación Distribuida . . . . . . . . . . . . . 27
2.1.3. Retos Asociados a la Generación Distribuida . . . . . . . . . . 30

2.2. Fuentes y Tecnologías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.2.1. Principales fuentes de energía utilizadas para la generación dis-

tribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
2.2.2. Características de tecnologías y costos para la generación dis-

tribuida . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
2.3. Horarios de producción de energía y potencia por parte de la GD . . 63

2.3.1. Sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
2.3.2. Sistemas de generación eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
2.3.3. Sistemas de biomasa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3. Generación Distribuida en Costa Rica 72
3.1. Generación Distribuida en el Contexto Costarricense . . . . . . . . . 72

3.1.1. Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo del
ICE 2010-2015 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

3.1.2. Directriz 14-MINAET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
3.1.3. Generación distribuida para autoconsumo en la CNFL . . . . 77
3.1.4. AR-NT-POASEN capitulo XII . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
3.1.5. Reglamento Generación Distribuida para Autoconsumo con

Fuentes Renovables Modelo de Contratación Medición Neta
Sencilla . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81



18

3.2. Situación de los programas de GD en las empresas municipales y
cooperativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
3.2.1. Programas y experiencias en proyectos de Generación Distri-

buida e impacto en la red . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
3.2.2. Capacidades de las empresas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
3.2.3. Necesidades de las empresas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86
3.2.4. Barreras técnicas y financieras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
3.2.5. Síntesis de respuestas al cuestionario . . . . . . . . . . . . . . 88

3.3. Costos administrativos y operativos asociados a la implementación de
programas de GD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89

3.4. Barreras Nacionales para la Implementación Masiva de la Generación
Distribuida en Costa Rica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
3.4.1. Barreras técnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
3.4.2. Barreras comerciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
3.4.3. Barreras regulatorias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

4. Análisis de rentabilidad desde el punto de vista del cliente 97
4.1. Metodología para evaluar rentabilidad de sistemas fotovoltaicos . . . 97

4.1.1. Estimación de energía y potencia de sistemas fotovoltaicos . . 98
4.1.2. Parámetros del flujo de caja . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
4.1.3. Variaciones del consumo mensual y demanda máxima de abo-

nados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98
4.1.4. Tarifas de electricidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
4.1.5. Costo de sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . 100
4.1.6. Consideraciones de AR-NT-POASEN . . . . . . . . . . . . . . 100
4.1.7. Otros costos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 101

4.2. Análisis económico de generación distribuida fotovoltaica para auto-
consumo en la CNFL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
4.2.1. Tarifa Residencial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102
4.2.2. Tarifa General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 104
4.2.3. Tarifa Media Tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 107

5. Demanda máxima de sistemas de generación distribuida 109
5.1. Demanda máxima de sistemas de GD por tipo de cliente . . . . . . . 109

5.1.1. Capacidad óptima de sistema según nivel de consumo . . . . . 109
5.1.2. Probabilidad de instalación según consumo de clientes . . . . . 113
5.1.3. Análisis para clientes de la CNFL . . . . . . . . . . . . . . . . 114

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



19

5.1.4. Estimación de capacidad instalada y producción energética de
sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130

6. Efecto financiero sobre la CNFL 136
6.1. Metodología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

6.1.1. Metodología de evaluación de impacto financiero por inclusión
masiva de sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

6.2. Predicción del efecto financiero sobre la CNFL . . . . . . . . . . . . . 142
6.2.1. Criterio para el año de instalación . . . . . . . . . . . . . . . . 142
6.2.2. Resultados para el caso de tarifa residencial . . . . . . . . . . 143
6.2.3. Resultados para el caso de tarifa General . . . . . . . . . . . . 145
6.2.4. Resultados para el caso de tarifa Promocional . . . . . . . . . 148
6.2.5. Resultados para el caso de tarifa TMT . . . . . . . . . . . . . 150

7. Impacto técnico de la generación distribuida 154
7.1. Beneficio por reducción de pérdidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
7.2. Circuito de estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
7.3. Simulaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

7.3.1. Caso base . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
7.3.2. Inclusión masiva de sistemas fotovoltaicos según probabilidad

de instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168
7.3.3. Efecto de paso de nubes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176
7.3.4. Inclusión aleatoria de sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . . . 188

7.4. Posibles necesidades o estudios adicionales en las redes de distribución 197
7.4.1. Estudios preliminares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198
7.4.2. Estudios convencionales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
7.4.3. Estudios especiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200

8. Propuestas para la implementación masiva 202
8.1. Estrategia para superar las barreras técnicas y financieras detectadas 202

8.1.1. Barreras técnicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202
8.1.2. Barreras comerciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202
8.1.3. Barreras regulatorias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203

8.2. Propuestas de acción para incrementar generación distribuida . . . . 204
8.3. Cambios tarifarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204

8.3.1. Tarifa de acceso tipo FIT con excedentes y consumos netos . . 219
8.3.2. Tarifa de distribución bidireccional . . . . . . . . . . . . . . . 221

8.4. Programa de generación distribuida propia . . . . . . . . . . . . . . . 221
8.4.1. CNFL como generador distribuido . . . . . . . . . . . . . . . . 221

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



20

8.4.2. CNFL como vendedor de sistemas fotovoltaicos . . . . . . . . 222
8.5. Cambios y/o creación en legislación y reglamentación . . . . . . . . . 222
8.6. Incentivos económicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223

A. Cuestionario enviado a las empresas distribuidoras 227

B. Ejemplo de aplicación de AR-NT-POASEN para cliente residencial de
CNFL 230

Bibliografía 233

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



Nomenclatura
AyA Acueductos y Alcantarillados

CA Corriente Alterna

CC Corriente Continua

CIGRÉ Conseil International des Grands Réseaux Électriques, Consejo Internacio-
nal de Grandes Redes Eléctricas

EPRI Electric Power Research Institute, Instituto de Investigación en Energía Eléc-
trica

GD Generación Distribuida

IEA International Energy Agency, Agencia Internacional de Energía

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers, Instituto de Ingeniería Eléc-
trica y Electrónica

MINAE Ministerio de Ambiente y Energía

T6 Tarifa Promocional

TG Tarifa General

TMT Tarifa de Media Tensión

TP Tarifa Preferencial

TR Tarifa residencial

UCR Universidad de Costa Rica





1. Introducción
Los sistemas eléctricos de potencia se han desarrollado bajo una estructura tradi-

cionalmente basada en producción de electricidad a gran escala. La estructura inicia
con los grandes centros de generación, seguido por las redes eléctricas de transmi-
sión, que interconectan los centros de generación con los centros de carga, y las redes
eléctricas de distribución, donde se coloca y comercializa la energía eléctrica para los
clientes finales.
En la arquitectura tradicional el flujo de potencia es “unidireccional” 1, los abo-

nados son agentes pasivos2 y el parque de generación es operado y controlado de
forma centralizada. Desde inicios del siglo XX, este esquema ha sido el estándar en
la expansión de los sistemas eléctricos de potencia, y aún hoy se producen réditos de
la infraestructura construida décadas atrás.
A pesar del éxito histórico de la producción a gran escala, esta se ha puesto a prueba

en los años recientes por restricciones técnicas, económicas, sociales y ambientales.
Entre los retos detectados a nivel internacional y que son relevantes para Costa Rica
se encuentran:3

Aumento en los costos asociados al desarrollo de proyectos de generación y
transmisión.

Menor aceptación popular a la construcción de infraestructura.

Incrementos en los requerimientos de manejo ambiental y obtención de permisos
para construcción.

Presión social para reducir las emisiones del sector de generación.

Retos técnicos en la integración a gran escala de fuentes renovables intermiten-
tes.

1viajando grandes distancias desde los centros de generación hasta los centros de carga a través
de redes de transmisión y distribución

2no inyectan energía a la red ni modifican su perfil de consumo en respuesta a un incentivo del
proveedor de electricidad

3Peças-Lopes y col. 2007.



24

Mayor preocupación ante la incertidumbre asociada al cambio climático y su
impacto en una matriz dominada por fuentes hidroeléctricas.

Como respuesta a estos retos, a nivel mundial se ha impulsado un modelo de
generación que ha estado presente en los sistemas eléctricos por décadas: unidades
de generación conectadas directamente en las redes de distribución, i.e. generación
distribuida.4 A pesar de no ser un esquema nuevo en los sistemas eléctricos, nunca
antes se habían desarrollado políticas y programas formales al respecto, o como
una tendencia general. Su integración apropiada, aunada a los esquemas de redes
inteligentes, tienen el potencial de solventar estas y otras dificultades, y de proveer
soluciones para garantizar el suministro futuro de energía.
El presente informe resume los análisis realizados para determinar los impactos

que conlleva la integración de sistemas de generación distribuida particularmente
fotovoltaica. Estos impactos se generan debido a los cambios importantes en la ca-
dena de valor de la energía5. A pesar de que el análisis está concentrado en sistemas
fotovoltaicos, la generación distribuida comprende muchas otras fuentes y posibles
tecnologías. En el Capítulo 2 se presentan los detalles y definiciones generales de la
generación distribuida, en primera instancia se presentan las definiciones, beneficios
y retos asociados con la adopción de este esquema para la generación de energía
eléctrica. En esta sección se describen las fuentes de energía y tecnologías más comu-
nes que se utilizan en generación distribuida, hidroeléctrica, solar, eólica, biomasa e
hidrógeno.
Costa Rica no ha sido la excepción en la implementación de generación distribui-

da, el país cuenta desde hace varias décadas con diferentes proyectos de generación
distribuida de mediana escala, no así para autoconsumo. En el Capítulo 3 del in-
forme se presentan estas iniciativas y los resultados de estos programas. Se analiza
con detalle El Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo del ICE y
la norma técnica AR-NT-POASEN. Asimismo, se realiza un análisis cualitativo de
las barreras técnicas y financieras que existen para una mayor adopción, incluyendo
el punto de vista de las distribuidoras sobre los retos que prevén para ejecutar los
programas previstos por la norma AR-NT-POASEN.
En el Capítulo 4 se realiza un análisis de la situación actual para la instalación de

sistemas fotovoltaicos desde el punto de vista del consumidor. Utilizando un análisis
de flujo de caja se proyecta el beneficio económico que podrían tener los consumidores
con la instalación de sistemas fotovoltaicos dependiendo de la tarifa y consumo.

4Ackermann, Andersson y Söder 2001.
5las compañías de distribución y los propios abonados generan e inyectan energía eléctrica a la
red, al tiempo que el trasiego de potencia se vuelve bidireccional

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



25

Los análisis consideran las tarifas actuales de compra de energía y tarifa de acceso
aprobadas por ARESEP, los resultados obtenidos permiten derivar conclusiones sobre
la posibilidad de que un usuario instale el sistema de acuerdo al beneficio económico.
El modelo derivado para el usuario en el Capítulo 4 fue utilizado posteriormente en

el Capítulo 5 para estimar la instalación máxima y esperada de sistemas de GD por
tipo de cliente de acuerdo a sus capacidades adquisitivas y de consumo. El estudio
se enfoca en sistemas fotovoltaicos pues esta es la tecnología de generación para
autoconsumo con mayor potencial dentro del área de servicio de CNFL. El método
utilizado permite obtener la potencia esperada por cantón y la probabilidad promedio
de que se instale el sistema fotovoltaico. Este capítulo obtiene la cantidad total de
energía y potencia que se espera obtener durante el año para cada mes para cada
una de los grupos tarifarios.
Utilizando las estimaciones de adopción del Capítulo 5, en el Capítulo 6 se determi-

na el impacto económico que puede experimentar la CNFL bajo diferentes escenarios
de adopción. El modelo desarrollado considera el consumo de energía y potencia de
cada cliente, la capacidad del sistema a instalar, el modelo de producción del sistema
fotovoltaico y la tarifa eléctrica correspondiente. En este capítulo se proyectan los
ingresos dejados de percibir año con año hasta el 2034 suponiendo un aumento en la
capacidad instalada.
En el Capítulo 7 se presentan los resultados de realizar una serie de simulaciones de

flujo de potencia con el software de OpenDSS de EPRI. La simulación utiliza modelos
detallados de los componentes de la red de distribución de CNFL. Los resultados
obtenidos permiten analizar el efecto que tiene la instalación de sistemas fotovoltaicos
en la tensión de la red, desbalance en la red, reducción de pérdidas y nivel de carga
de los componentes.
Finalmente en el Capítulo 8 se detallan las propuestas derivadas de los análisis rea-

lizados. Se presentan inicialmente análisis cualitativos de cómo superar las barreras
detectadas inicialmente, se considera los cambios introducidos en la legislación por el
dictamen de la Procuraduría General de la República (PGR) C-165-2015. Asimismo,
se presenta una propuesta de sistema tarifario diseñado para permitir que las empre-
sas de distribución sean compensadas por sus costos de operación sin verse afectadas
por disminuciones en el consumo volumétrico de los usuarios. Como último punto se
presentan alternativas para reducir las barreras desde el punto de vista financiero e
indicaciones de los cambios que se requieren desde el punto de vista regulatorio.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



2. Aspectos generales de la
generación distribuida

2.1. Generación Distribuida
La Generación Distribuida (GD) ha sido reconceptualizada en los últimos años co-

mo una nueva alternativa ante las restricciones ambientales y financieras de los gran-
des proyectos de generación y transmisión de electricidad. Contrario a los sistemas
de generación centralizados y de gran escala, las unidades de generación distribuida
usualmente están fuera del plan de despacho del operador de la red y se instalan
cerca de los lugares de consumo.
La GD es una opción rápida y relativamente sencilla para aumentar los índices

de penetración de fuentes renovables, con gran potencial para servir de herramienta
para la reducción de emisiones de CO2 y ser de gran ayuda en la persecución de las
metas relacionadas con el combate al cambio climático.
A pesar de que no hay una única definición sobre generación distribuida, organis-

mos técnicos internacionales como IEA, IEEE, EPRI y CIGRÉ concuerdan en que
la generación distribuida se caracteriza por ser sistemas de generación descentraliza-
dos, de pequeña a mediana escala, e instalados lo más cerca del lugar de consumo.1
Estos sistemas de generación, al igual que los sistemas de almacenamiento de energía
eléctrica, forman parte de las conocidas fuentes de energía distribuidas o recursos
distribuidos.

2.1.1. Definición General
La generación distribuida son todas aquellas unidades de generación eléctrica co-

nectados directamente a nivel de la red de distribución. Los equipos de generación
pueden estar localizados detrás del medidor de electricidad de un abonado para el
autoconsumo o directamente como generadores inyectando a la red.

1Ackermann, Andersson y Söder 2001; Lakervi y Holmes 1995.



27

A partir de la definición anterior, el aspecto más importante para definir generación
distribuida se limita a determinar si la energía se genera de forma local en las áreas
de consumo o no. Por el contrario, existen otros criterios como el tamaño de las
unidades o la fuente primaria de energía que no se deben utilizar para definir si el
sistema de generación es distribuido o no.
Aquí resulta importante aclarar el concepto de la generación distribuida para au-

toconsumo, la cual es una subdivisión de la generación distribuida, y de particular
interés en el presente estudio. La generación distribuida para autoconsumo se define
como la generación distribuida instalada por el abonado, y cuyo fin primordial es sa-
tisfacer parcial o totalmente su consumo eléctrico, en el mismo lugar donde se genera
la electricidad. Esta generación abarca sistemas con capacidades desde los pocos kW
hasta varios MW, según el tipo de abonado (residencial, comercial o industrial).
Otro concepto importante es el de nivel de penetración, la medida con la cuál se

mide los niveles de adopción de generación distribuida en el sistema de distribución.
Los niveles de penetración se definen de acuerdo a los objetivos propuestos en los
programas de generación distribuida y el área en el cuál se quiera calcular. Por
ejemplo la penetración puede definirse por ramal, por sección de red o para la red
de distribución entera.

2.1.2. Beneficios de la Generación Distribuida
Los beneficios de la generación distribuida han sido ampliamente analizados y

discutidos por la IEA,2 la Union Europea,3 entre otros. Resulta conveniente para el
análisis, clasificar estos beneficios en las áreas económica, social y técnica. Sin embar-
go, debe reconocerse que entre clasificaciones hay sinergias importantes, conllevando
a un beneficio agregado mayor que la suma de los que están siendo puntualizados.

Beneficios económicos
Menor costo de capital para suplir la demanda energética: Debido a que el
esquema de generación distribuida coloca fuentes de generación de pequeña
escala cerca de las cargas, y los costos de dicha instalación son asumidos direc-
tamente por los usuarios en el caso de sistemas para autoconsumo, el volumen
de capital de construir infraestructura de generación se disminuye. De la misma
forma, al reducirse la demanda neta en los centros de consumo, se reduce la
presión para expandir el sistema de transmisión. Es importante recalcar que

2IEA 2002.
3L’Abbate y col. 2008.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



28

este beneficio está relacionado únicamente a uno de los servicios del sistema de
electricidad, el suministro de energía.

Se pueden instalar nuevas plantas en menores incrementos: Relacionado con el
punto anterior, al requerirse menos infraestructura para la entrega de energía,
el desarrollo de nuevos proyectos se enfoca a suplir otros servicios a la red. De
tal forma que la expansión del sistema puede realizarse mediante proyectos de
menor escala con costos e impactos menores.

Mejor utilización y extensión de la vida útil de los activos en el sistema de
distribución: La instalación de generación cerca de los puntos de carga conlleva
un cambio en la cadena de valor de la energía. En las redes de distribución
este cambio implica que el uso de los activos también es sujeto a cambios para
acomodar los flujos bi-direccionales. Asimismo, el desgaste se reduce puesto
que los equipos soportan menores niveles de carga, extendiendo la vida útil en
algunos casos.

Redistribución de los riesgos financieros entre diferentes actores: La reducción
en los costos de capital mencionados previamente son transferidos hacia los
diferentes agentes que coloquen equipos distribuidos. Al redistribuir los costos
entre varios agentes, se reparten de la misma forma los riesgos asociados a la
inversión requerida para suplir la demanda.

Modularidad que permite la movilización de los equipos: La modularidad es una
característica intrínseca de los sistemas distribuidos. Al no ser equipos centra-
lizados estos pueden ser movilizados fácilmente cuando se requiera. Quienes
realizan una inversión en equipos de generación distribuida para autoconsumo
pueden movilizarlos en la mayoría de los casos. 4

Permite crear valor mediante la inclusión de nuevos bienes: Al incorporar la
capacidad de generar energía en propiedades, centros industriales y de comercio,
se añade valor a las operaciones económicas de dichos sitios. Contar servicios
locales de energía que no están limitados al suministro central provee a los
usuarios cierto grado de independencia. Por ejemplo, en el caso de la salida de
operación de un circuito de distribución rural, una finca agropecuaria puede
mantener cierta operatividad con energía generada a partir de biogás.

4Esta cualidad es limitada en el caso de sistemas hidroeléctricos por encima de ciertos tamaños
de potencia.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



29

Adopción de tecnologías no escalables: Con este modelo se facilita la adaptación
de tecnologías que no siempre pueden sacar provecho de las economías de gran
escala en nuestro país, debido a que su intensidad en el uso de suelo limita los
tamaños que se pueden instalar. Tal es el caso de la producción de energía con
residuos o solar. El impacto sobre el uso de suelo de un sitio de generación solar
es aproximadamente 5,5 hectáreas/(GWh/año),5 este requerimiento de espacio
puede obtenerse con menor impacto ambiental si se distribuye en los techos de
casas, comercios e industrias.

Beneficios sociales

Fomenta una mayor independencia energética al incorporar principalmente
fuentes locales: La generación distribuida a partir de fuentes libres de emi-
siones y biomasa promueve el suministro de electricidad a partir de recursos
locales. Para países como Costa Rica, este beneficio se hace cada vez más re-
levante en vista de la volatilidad de precios y la situación geopolítica global
alrededor de la cadena de suministro de hidrocarburos.

Menor impacto ambiental y social en la construcción del sistema de suministro
de energía: El impacto ambiental, siempre presente en la industria de la gene-
ración de electricidad, es más manejable con el esquema distribuido ya que son
sistemas que producen impactos en menor escala, fomentando la sostenibilidad
en todas las dimensiones.

Reducción de emisiones cuando se incentiva el uso de fuentes renovables de
forma distribuida: Tal como se verá a lo largo del presente informe, global-
mente existe un esfuerzo por desarrollar tecnología para generación distribuida
que utiliza como fuente primaria energías renovables. Fuentes de energía co-
mo la solar, eólica e hidroeléctrica producen cero emisiones en el proceso de
transformación de energía de forma que el usuario pude suplir sus necesidades
energéticas con menor impacto ambiental.

Beneficios técnicos

Mejora el perfil de tensión: Permite brindar mejor soporte de tensión en áreas
de alta demanda de energía.6 Además, por medio de mecanismos de control se
pueden utilizar para regular la tensión en la red.7 Obtener todos los beneficios

5Ong y col. 2013.
6Ochoa, Keane y Harrison 2011.
7Valverde y Van Cutsem 2013.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



30

tiene de por medio un gran reto técnico, y esto ha derivado investigaciones que
buscan optimizar la operación de los generadores y aportar a la regulación de
tensión.

Menor impacto de la incertidumbre de fuentes renovables debido a la dispersión
geográfica: Un mayor número de sistemas dispersos de generación de pequeña
escala tiene menor impacto que un menor número de unidades grandes conec-
tados en un mismo circuito o área. Esta afirmación es particularmente cierta
para sistemas de generación eólica y fotovoltaica cuya intermitencia de genera-
ción se compensa por el efecto agregado de muchos generadores dispersos sobre
ámplias áreas geográficas.

Reducción de pérdidas: La reducción de las pérdidas está relacionada con la
disminución en el flujo de potencia que se trasiega por los equipos del sistema de
distribución.8 Al reducirse la cantidad de corriente que fluye por conductores,
transformadores y otros equipos, se disminuye en proporción cuadrática las
pérdidas por efecto Joule.

Los beneficios de la generación distribuida conllevan a una serie de incentivos para
su adopción desde varios puntos de vista. Entre los incentivos para la adopción por
parte de los usuarios: utilización en edificios impacto cero, desarrollo empresarial en
emprendimiento tecnológico, mayor adopción de tecnología Smart Grid, percepción
de ahorro en la factura eléctrica.

2.1.3. Retos Asociados a la Generación Distribuida
La adopción del esquema de generación distribuida, a pesar de tener beneficios en

diferentes áreas, tiene asociados algunos retos que al día de hoy dificultan su imple-
mentación a gran escala. A continuación se presentan los retos técnicos detectados
a nivel internacional para su incorporación masiva en las redes de distribución, así
como los retos comerciales, financieros y regulatorios detectados a nivel nacional.

Impactos a la red de distribución

Los retos asociados al impacto de la generación distribuida en la red eléctrica se
deriva en gran medida del hecho que las redes de distribución se diseñaron para
transportar la electricidad desde las subestaciones hasta los usuarios finales, sin in-
yecciones de energía de por medio. La severidad de los impactos de la generación

8Keane y OḾalley 2006; Chiradeja y Ramakumar 2004.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



31

distribuida en la red variará con el nivel de penetración, la localización de los gene-
radores y las características de la red (topología, calibre de conductores, número y
tipo de clientes, entre otros).
Aunque la generación distribuida no se limita a fuentes de energía limpia, lo cier-

to es que la gran mayoría de los sistemas de generación distribuida aprovechan el
recurso solar y eólico, ambos intermitentes. Altos niveles de generación en la red de
distribución pueden tener como consecuencia los siguientes efectos:9

Incrementos de tensión: la inyección de potencia activa en redes de distribución
radiales incrementa los niveles de tensión, particularmente en las colas de los
circuitos. Esto puede llevar a sobrepasar los límites permitidos en la normativa
de calidad de tensión de suministro, daño a equipo o interrupción del servicio
eléctrico.

Fluctuaciones de tensión: la inyección variable de potencia activa (por fuentes
intermitentes), y su efecto inmediato en la tensión de operación, puede provocar
aumentos y caídas de la tensión de operación. Esto puede llevar a operaciones
más frecuentes de cambiadores de derivación de transformadores bajo carga,
de reguladores de tensión y de bancos de capacitores con conexión y descone-
xión automática. Este efecto se espera en presencia de sistemas de generación
distribuida de gran escala.

Fluctuaciones de flujos de potencia reactiva: causados por la conexión y des-
conexión automática de bancos de capacitores, cambiadores de derivación bajo
carga y reguladores de tensión debido a las fluctuaciones de tensión. Esto puede
resultar en incremento de pérdidas en la red y sobrecarga de líneas y transfor-
madores.

Desbalance de tensión en la red: En caso de muchos sistemas cercanos a los 10
kW y conectados en servicio monofásico, puede provocar desbalances en la red
eléctrica, lo cual va en detrimento de la calidad del servicio eléctrico. Desbalance
de tensiones trifásicas pueden provocar corrientes circulantes (calentamiento)
y dificultades en operación (salidas repentinas) de transformadores y motores
trifásicos

Sobrecarga de equipos: La inyección de potencia por generadores distribuidos
pueden reducir la carga en transformadores y secciones de línea. En algunos
casos la pérdida súbita de generación o carga puede causar el efecto contrario
y sobrecargar a los equipos de transformación y distribución.

9IEEE Joint task force on Quadrennial energy review 2014.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



32

Flujos de potencia inversos: Los flujos de potencia podrían ir desde los cir-
cuitos ramales hacia alimentadores principales, o de éstos últimos hacia otros
alimentadores o la red de transmisión. Los flujos inversos pueden causar malas
operaciones de equipos de regulación de tensión.

Distorsión armónica: Causado por proliferación de inversores para sistemas
fotovoltaicos y eólicos. Esto será importante considerar en presencia de miles
de sistemas fotovoltaicos interconectados con la red de distribución.

Creación de islas eléctricas no intencionadas: Islas no intencionadas se pueden
crear cuando secciones de la red de distribución se aíslan de la red, por acciona-
miento de las protecciones, y los generadores distribuidos de dichas secciones
se mantienen alimentado cargas10 . Dicha condición representaría un peligro
para personal de la compañía de distribución en labores de mantenimiento y
restauración. Además, se pueden presentar problemas de sincronización cuando
se reestablece la conexión de la sección en isla.

Aumento de corrientes de falla: Los generadores distribuidos tales como ge-
neradores síncronos o de inducción, contribuyen con corrientes de falla de 2-4
pu. Los generadores conectados a la red por medio de inversores tienen mucho
menor aporte a corrientes de falla, en el orden de 1-2 pu. Es importante revisar
si los sistemas de protección tienen capacidad de liberar las nuevas corrientes
de falla producto de la contribución de los generadores distribuidos.

Impacto en coordinación de protecciones: La generación distribuida puede in-
crementar los tiempos de liberación de falla, reducir de capacidad de detección
de fallas de alta impedancia o interferir en la coordinación de protecciones de
la red.11

Impacto técnico de la generación distribuida para autoconsumo El impacto
actual de la generación distribuida para autoconsumo es bajo porque la generación
para autoconsumo es usualmente de pequeña escala, el nivel de penetración actual
es bajo y los requerimientos de interconexión basado en las normas actuales, como la
IEEE 1547, ayudan a mitigar los impactos antes que estos se presenten.12 A medida
que aumente el nivel de penetración, se empezarán a ver los primeros efectos en la
red.

10IEEE Std 1547.7, Guide for Conducting Distribution Impact studies for Distributed Resorce In-
terconnection 2013.

11Janssen 2014.
12Veatch 2013.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



33

El mayor problema para monitorear los impactos en la red de la generación distri-
buida tipo autoconsumo, es que hay pocos sistemas de medición instalados para estos
generadores pues no se justifica monitorear generación de pocos kW, cuya variación
se oculta dentro de la variación de la carga.

Mecanismos para el monitoreo de producción de energía y efectos en la red

Los generadores distribuidos cuya capacidad no supere los 250 kVA, o las unida-
des agregadas en un mismo punto de acople común que no superen los 250 kVA,
no requieren sistemas de monitoreo según se estipula en la norma IEEE 1547.13 Las
unidades en esta categoría son pequeñas y califican para tarifas de medición ne-
ta; simplemente requieren un medidor bidireccional que registre los kWh en ambos
sentidos.
Es importante, sin embargo, que las compañías de distribución tengan un registro

actualizado de la localización y capacidad de los generadores para autoconsumo.
Estos registros serán insumos importantes para detectar zonas de alta penetración de
generación distribuida, y tomar decisiones de realizar estudios especiales de impacto
en circuitos o ramales específicos, o instalar equipos de monitoreo de calidad de la
energía en la zona de interés.
Para sistemas de 250 kVA o más, el estándar IEEE 1547 sí solicita equipos de

monitoreo de las variables eléctricas del generador. El operador de la red puede
registrar el status, potencia activa y reactiva de salida, así como la producción de
energía en kWh. Según el documento guía IEEE 1547.3, los generadores distribuidos
entre 250 kVA y 1.5 MVA difícilmente regularán tensión de la red, por lo que en
la mayoría de los casos el operador de la red no requerirá mediciones de tensión de
operación del generador.

Impacto en las finanzas de las empresas de distribución

El impacto de la generación distribuida para autoconsumo en las finanzas de las
empresas de distribución pueden ser categorizados en dos grupos. El primero lo cons-
tituyen los cambios relacionados con los cambios en las prácticas operativas reque-
ridas para integrar adecuadamente la generación distribuida y poder capturar sus
beneficios. Las empresas requieren adquirir nuevos equipos, software y entrenar al
personal en nuevas prácticas operativas.
El segundo está relacionado con el efecto en las finanzas de la empresa debido a la

disminución en la re-venta de energía en el sistema de distribución que indirectamente

13IEEE Std 1547, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems
2003.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



34

está relacionado con el procedimiento para el establecimiento tarifario. La mayoría
de los costos del sistema se recuperan mediante la venta volumétrica de energía. Sin
embargo, los costos en su mayoría son costos fijos y por tanto la reducción en ventas
conlleva aumento en el costo por unidad de energía suministrado a los clientes.

Cambio en las prácticas operativas Con la incorporación de sistemas de gene-
ración distribuida, estas redes se vuelven más dinámicas y difíciles de operar, por
lo que es necesario incluir nuevas herramientas de análisis, monitoreo y control que
aseguren altos niveles de calidad y confiabilidad del servicio eléctrico. Lograr una
mayor integración de generación distribuida requiere no solamente la aplicación de
medidas técnicas sino que conlleva a una serie de cambios operativos para las em-
presas de distribución que pueden tener diferentes efectos sobre sus finanzas. En este
estudio no es posible prever su ocurrencia o magnitud, sin embargo es importante
reconocerlas cualitativamente.

Seguridad del personal: El cambio en la dirección del flujo de potencia también
implica la existencia de fuentes de tensión en la red aunque los alimentadores
estén desconectados aguas arriba. En términos de las operaciones de manteni-
miento de la red, esto puede implicar cambios en las prácticas de seguridad de
personal puesto que debe asegurarse que el circuito esté totalmente desenergi-
zado.

Mayor control y monitoreo: Por la forma como actualmente están constituidas
las redes de distribución, incluyendo todos sus equipos de monitoreo, control y
protección, éstas pueden no estar preparadas para producción masiva de ener-
gía en los centros de consumo, y su solución requiere de avances tecnológicos,
capacitación de personal y nuevos estudios para planeamiento y operación de
la red.

Cambios en las prácticas de planificación: Los beneficios e impactos a la red
también implican cambiar la forma en que se realiza la planificación del sistema.
La expansión del sistema y la construcción de nueva obra debe considerar la
presencia de generadores distribuidos y así evitar casos de costos hundidos o
activos bloqueados.

Preparar la oferta de nuevos servicios: La generación distribuida, particular-
mente para autoconsumo, solamente suple los servicios eléctricos de suministro
de energía. Otros servicios como estabilidad, balanceo y seguridad deben ser
suplidos por la red. Actualmente la oferta de estos servicios está agrupada en

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



35

el costo de la energía, y en el caso de los clientes de mayor demanda en la tarifa
de potencia. Sin embargo, es importante que las empresas puedan desagrupar
los costos de estos servicios para poder ofrecerlos de forma independiente.14

Reducción en los ingresos netos por la venta de energía: Como consecuencia
de la oferta unificada de energía, la fuente de ingresos de las empresas es poco
diversificada. Los ingresos por la venta de energía son resultado de la tarifa
autorizada por el regulador que busca garantizar la sostenibilidad financiera
de la empresa y un servicio de calidad para los usuarios.15 Este efecto depende
en gran medida del modelo tarifario que se utiliza en cada país; en el caso de
Costa Rica los ingresos son proporcionales a la energía colocada en el sistema.
En el caso de la generación distribuida para autoconsumo, esto implica menor
energía colocada en los usuarios y por ende menor ingreso de dinero. Este no
es el caso para todos los esquemas de generación distribuida, puesto que en el
caso que las empresas de distribución instalen sus propias fuentes distribuidas
logran cierta independencia del sistema a bulto. Por ejemplo, en Costa Rica
este ha sido el caso de Coopelesca, una cooperativa de electrificación en la
zona norte que recientemente ha procurado adquirir las plantas hidroeléctricas
distribuidas en su zona de concesión.

Impactos sobre la tarifa de energía eléctrica de la generación distribuida pa-
ra autoconsumo Actualmente las empresas de distribución obtienen su ingreso a
partir de la re-venta de energía a los usuarios. Las tarifas que se cobran varían de
acuerdo a la categoría de consumo, la potencia pico de demanda y al valor total
de energía consumida durante el periodo tarifario. Bajo este esquema, el flujo de
dinero se ajusta anualmente de acuerdo con los aumentos en los gastos operativos
e históricamente se ha asumido un aumento continuo en la demanda que justifica
inversiones en reforzar la red y aumento en los costos operativos.16 Este efecto no se
puede generalizar puesto que cada país tiene uno o varios criterios para determinar
las tarifas y depende también de la forma de manejar el mercado 17.
El mecanismo de regulación general que utiliza ARESEP, es el de Tasa de Retorno

que consiste en fijar los precios para el siguiente periodo, de tal forma que la empresa
cubra todos sus costos, incluyendo el costo de capital, dado un nivel de demanda.

14Brennan 2014.
15Lara y Nathwani 2014.
16Ibíd.
17en otros contextos las empresas de distribución no pueden vender energía ni ser dueñas de gene-
ración y solamente brindan el servicio de distribución

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



36

La idea principal que subyace bajo este enfoque es analizar cada uno de los concep-
tos de costos recogidos en la contabilidad analítica de una empresa para asignarlos
individualmente según criterios ad-hoc a cada casilla de la estructura tarifaria y ca-
da impulsor de costos. Este enfoque está orientado a una recuperación del costo de
servicio de la empresa eléctrica a partir de su contabilidad, y tiene como objetivo
el diseño de tarifas integrales que incluyen todos los conceptos, desde la generación
hasta la comercialización.
De acuerdo con el citado enfoque, se igualan los ingresos de la empresa con sus

costos económicos, que incluyen una rentabilidad justa y razonable por el capital in-
vertido. Los costos y gastos son los correspondientes a operación y mantenimiento, el
gasto por depreciación (al costo y revaluada), los gastos administrativos o institucio-
nales y cualquier otro gasto asociado con el suministro efectivo del servicio público,
bajo el principio de que todo gasto incluido en el cálculo de tarifas debe ser útil y
utilizado.
Los impactos de la generación distribuida en las tarifas estarán asociados con los

componentes del modelo tarifario que afecten, de su magnitud y de la sensibilidad
de la tarifa a sus respectivos componentes. Hay impactos que tienen que ver directa-
mente con los gastos operativos tarifarios, dado que, con la incorporación de sistemas
de generación distribuida, estas redes se vuelven más dinámicas y difíciles de operar,
por lo que es necesario incluir nuevas herramientas de análisis, monitoreo y control
que aseguren altos niveles de calidad y confiabilidad del servicio eléctrico.
También hay un impacto muy relevante en las tarifas por la afectación de la base

tarifaria de las empresas distribuidoras y que se produce cuando se instalan equipos
de generación cerca de la carga produciendo una menor utilización de algunos activos
de la red. Por lo tanto, las inversiones realizadas por la empresa de distribución,
usualmente planificadas a largo plazo, podrían no cumplir con el ciclo operativo
esperado impidiendo la recuperación de la inversión o no ser requeridas del todo.
Lo anterior significa que dichos activos se convierten en costos hundidos para la

distribuidora y a partir de ahí surge un dilema que consiste en que si se mantienen
dentro de la tarifa, todos los usuarios estarían pagando por activos que ya no se
requieren para suministrarles el servicio y sino no se reconocen, la empresa vería
reducir su rédito para el desarrollo, que es el que le permite realizar las inversiones
para asegurar el suministro futuro del servicio a largo plazo. Derivado de lo anterior,
en el primer caso los usuarios estarían pagando la depreciación de activos que no se
utilizan y en el segundo caso la empresa vería reducida su tarifa.
El cálculo detallado del impacto en cada uno de los componentes requiere un

análisis contable muy detallado y es sumamente complejo, particularmente en lo
que se refiere a las variaciones en los costos fijos, puesto que depende del plan de

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



37

Caudal
Salto neto

Pérdidas

Toma de agua

Casa de máquinas

Tubería de conducción

Figura 2.1.: Diagrama de variables para producción hidroeléctrica 18

integración que implemente cada empresa.

2.2. Fuentes y Tecnologías

2.2.1. Principales fuentes de energía utilizadas para la
generación distribuida

La generación distribuida utiliza las mismas fuentes de energía que las centrales de
gran escala pero con tecnología de capacidades de potencia menores. Las principales
fuentes de energía renovable son el recurso hidro, eólico, solar, biomasa y la geotermia.
A esta lista se le pueden agregar las fuentes renovables no convencionales como el
hidrógeno, así como los combustibles fósiles que corresponden a fuentes de naturaleza
no renovable. A continuación se detallan las fuentes para la generación de energía
eléctrica tipo distribuida y renovable más utilizadas.

Agua

El principio físico para aprovechar el agua como medio de generación de electri-
cidad es la transformación de energía potencial en energía mecánica. La tecnología
permite transformar un salto y un caudal de agua en energía eléctrica, dichos siste-
mas están compuestos de dos etapas, una que permite conducir el caudal de agua a la
turbina y otro que realiza la transformación de energía mecánica a eléctrica ubicado
en la casa de máquinas. Un esquema de la primera etapa se muestra en la Figura 2.1.

18Adaptado de Masters 2004

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



38

0
100
200

300

400
500
600
700

800

900

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

GW
h

Hidraulicidad,196512006
(todas@las@plantas@simuladas@como@filo@de@agua,@instalación@dic@2008)

Promedio

Probabilidad@de@excedencia@95%

Figura 2.2.: Estacionalidad hidroeléctrica en Costa Rica análisis nacional 21

El caudal es el término variable en el tiempo y en general tiene variaciones esta-
cionales anuales. El recurso está menos sujeto a variaciones intrahorarias o diarias en
comparación con la fuente solar o eólica. En el caso de Costa Rica, el comportamien-
to de la hidraulicidad nacional ha sido ampliamente estudiada debido al alto nivel
de penetración de plantas hidroeléctricas en el sistema eléctrico. El perfil nacional se
muestra en la Figura 2.2, donde se puede apreciar la alta correlación temporal que
tienen los diferentes afluentes, demostrando la importancia de diversificar las fuentes
primarias de energía.
Las pérdidas de caída en la tubería y demás elementos hidráulicos son inversamente

proporcionales al caudal,19 de forma que el potencial total de un sitio depende en
su totalidad del flujo de agua que se puede aprovechar. En el caso de los proyectos
hidroeléctricos distribuidos, el factor de planta histórico para el país menores de 5
MW es de 0,6 de acuerdo con los datos de la ARESEP.20

Una vez que el agua completa el recorrido por el sistema hidráulico y llega a la
turbina en casa de máquinas, esta opera bajo el el principio de transformación de
energía potencial a energía mecánica. La fuerza en el eje hace girar una máquina
eléctrica rotativa que en el caso de sistemas hidroeléctricos pequeños puede ser un
generador síncrono o asíncrono que está conectado a la red de distribución.

19European Small Hydropower Association 2004.
20Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 2011.
21Tomado de Centro Nacional de Planificación Eléctrica 2014

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



39

Sol

Para cuantificar el potencial solar en un sitio particular se utiliza las medidas de
irradiancia e irradiación. La irradiancia es la medida de la densidad de la potencia de
la luz del sol por unidad de área, en W/m2. Esta variable es cambiante, depende de
la hora del día, la inclinación de los rayos del sol y la cobertura de las nubes, además
de la localización del sitio en el planeta y la temporada o estación.
La irradiación es la medida de la densidad de la energía de la luz del sol en un sitio

particular por unidad de área, medido en kWh/m2. Normalmente se da un valor
de irradiación solar promedio por día. La irradiación solar diaria también puede
expresarse en horas de sol pico (HSP) 22.
La mayor incidencia del Sol se da desde los 35◦ N hasta los 35◦ S, en el conocido

“Cinturón de Sol”.23 Costa Rica se encuentra dentro de este cinturón, lo que lo
hace un país con gran potencial para la generación eléctrica solar por medio de la
tecnología fotovoltaica.
Los paneles fotovoltaicos aprovechan gran parte de la irradiación que llega a su

superficie. La irradiación se clasifica según su procedencia en:24

Directa: como su nombre lo indica, procede del sol de manera directa y depende
de la posición del sol.

Difusa: procede de la atmósfera y es consecuencia de procesos de reflexión,
difracción, dispersión y absorción.

Reflejada: procede de la reflexión de la radiación incidente en superficies ubi-
cadas en el entorno.

Global: está compuesta por la suma de la directa, difusa y reflejada, es la
radiación total incidente en una superficie.

En la Figura 2.3 se muestran los tipos de irradiancias según su procedencia. A
mayor intensidad de la radiación incidente, mayor el flujo de electrones generados y
por ende mayor potencia. Los sistemas fotovoltaicos no generan únicamente con la luz
solar directa, sino que también pueden producir electricidad cuando hay nubosidad
presente, aunque su producción se reduce considerablemtente en esta condición.
Entre mayor sea el tiempo que los rayos incidentes sean perpendiculares a la su-

perficie, mayor será la producción de energía extraída del sistema fotovoltaico. Sin

221 HSP equivale a 1 kWh/m2.
23Energía Solar .
24Procesos termosolares en baja, media y alta temperatura.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



40

Superficie horizontal

Irradiancia directa

Irradiancia difusa

Irradiancia reflejada

Irradiancia extra-atmosférica

Atmósfera terrestre

Figura 2.3.: Tipos de irradiancia.

embargo, la producción de electricidad de un sistema fotovoltaico también es influen-
ciada por la temperatura en la superficie de la celda. La potencia de salida de un
sistema fotovoltaico disminuye conforme aumenta la temperatura.25

Viento

La energía eólica se aprovecha a partir de un efecto indirecto de la energía solar:
el movimiento de las masas de aire. Al calentarse las masas de aire por la irradiación
del sol, se producen diferencias de temperatura y presión atmosférica que resultan
en la circulación del aire, mejor conocido como viento.
Cuando el viento golpea las aspas de un aerogenerador26, se produce un arrastre de

las aspas que transforma la energía cinética del viento en energía mecánica rotatoria,
y que posteriormente un generador acoplado a la turbina eólica convierte esa energía
en electricidad.
El recurso eólico en un lugar específico se mide a partir de la velocidad del viento.

Los valores promedio de velocidad en sitios considerados favorables para la instalación
de generadores eólicos de pequeña escala supera los 4 m/s, mientras que generadores
más grandes requieren velocidades promedio superiores a los 6 m/s. De hecho, la
mayoría de generadores eólicos de pequeña escala estiman su producción de energía

25Masters 2004.
26las aspas son diseñadas para capturar la máxima energía del viento

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



41

Velocidad de viento, m/s

Velocidad de viento, m/s

N
úm

er
o 

de
 h

or
as

 a
l a

ño
N

úm
er

o 
de

 h
or

as
 a

l a
ño

h(v) = 8760 · k
c
(v

c
)k−1e−(v/c)k

Figura 2.4.: Distribución anual de velocidad de viento utilizando una distribución de probabilidad de
Weibull

anual27 para una velocidad promedio en el sitio de 5 m/s a una altura de 10 m sobre
el nivel del suelo.
La Figura 2.4 muestra la distribución anual típica de la velocidad de viento en

un sitio particular. Esta distribución es comúnmente modelada por la función de
densidad de probabilidad de Weibull28 multiplicada por las 8760 horas del año. La
función h(v) de la Figura 2.4 se utiliza para estimar la producción de energía anual
para un sitio particular, como se detalla en la Sección 2.2.2.
La altura a la que se instala una turbina eólica también es un factor importante

para evaluar el recurso eólico en el sitio. La Figura 2.5 muestra el incremento de po-
tencia en el viento debido al aumento de la altura de una torre eólica29. Al aumentar
la altura de la torre, se incrementa la velocidad del viento y esto resulta en mayores
niveles de potencia disponible en el sitio.30

Biomasa

En términos generales se define biomasa como “aquel material biológico de origen
reciente que puede ser utilizado ya sea como fuente de energía o para aprovechar
sus componentes químicos. Incluye árboles, cultivos y otras plantas además de los
desechos agrícolas y forestales. Pero también puede incluir los desechos de actividades

27conocido en hojas de fabricante como el RAE: Referencia de Energía Anual
28los parámetros k y c dependen de cada sitio y se calculan a partir de mediciones reales de velocidad
de viento en el lugar de interés

29incrementos de potencia con respecto a altura inicial de 10 m, R = 5 m, v = 5 m/s y α = 1/6.
30ODell 2007.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



42

0 41.42 73.21 100
0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

A
ltu

ra
 d

e 
to

rr
e,

 m

Incremento de potencia en viento, %
Figura 2.5.: Incremento de potencia en el viento en función de altura de torre

industriales como los efluentes de procesos de manufactura de alimentos y bebidas,
desechos animales, subproductos orgánicos industriales y la parte orgánica de los
desechos residenciales”.31 Como se puede observar, el abanico de fuentes en muy
amplio, aunque en Costa Rica, de manera informal, se ha restringido el término de
biomasa sólo a la utilización de desechos ya sea de origen animal o vegetal.
Cuando la biomasa se convierte en energía, suele liberar dióxido de carbono (CO2)

a la atmósfera. Sin embargo, al contrario de los combustibles fósiles, la cantidad
lanzada se considera que no aporta al aumento de CO2 total en la atmósfera, puesto
que este simplemente continúa el ciclo natural del CO2: Debido a la fotosíntesis de
las plantas, estas absorben el CO2 de la atmósfera convirtiendo parte de este en masa
vegetal. Cuando se utiliza esta biomasa, por ejemplo, mediante una combustión, la
misma cantidad de CO2 es enviada a la atmósfera para repetir el ciclo, por lo que no
existe un aumento neto de este gas.
En lo que respecta a la generación de electricidad, estudios muestran que en el

año 2009,32 la generación de electricidad con biomasa representó el 1,2 % del total

31Liu 2011.
32Carneiro y Ferreira 2012.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



43

Cuadro 2.1.: Capacidad de generación por tecnología documentada para Costa Rica, adaptada de Coto
Chinchilla (2013)

Tecnología Capacidad de generación
Combustión 500 - 1000 kWh/ton

Digestión anaerobia 50 - 290 kWh/ton
Gasificación 700 - 1600 kWh/ton

de electricidad generada en el mundo. Esto a su vez significa que, de la porción de
electricidad generada con fuentes renovables, el 6,3 % fue generada con biomasa (cerca
de 71 % de biomasa sólida, 16,8 % con biogás y biomasa líquida y 12,2 % utilizando
desechos municipales).
Estudios muestran que cerca del 85% de la capacidad instalada de generación

con biomasa se encuentra en Europa y América.33 La combustión de madera es la
principal forma de generación en esas zonas.
La energía obtenible de la biomasa para producir electricidad y calor depende

mucho de la materia prima y de la tecnología que se utilice para su conversión. El
potencial energético de la biomasa en sí, depende mucho de la fuente y del contenido
de agua. Existen modelos34 que calculan la capacidad máxima teórica de energía que
se podría obtener de la biomasa, si se realizara una combustión con ella.
Ahora bien, en términos generales también se ha documentado valores de energía

eléctrica generada por tonelada de biomasa dependiendo de la tecnología35 en un
estudio específico para Costa Rica. Estos datos se presentan en el Cuadro 2.1.

Hidrógeno

Una de las características más interesantes del hidrógeno es que tiene un contenido
energético muy alto, aproximadamente igual a 120 MJ/kg. Por ejemplo, la energía que
contiene un kilogramo de hidrógeno es equivalente a la energía que contienen 2,78 kg
de gasolina, 2,54 kg de gas natural, 2,40 kg de metano o 6,09 kg de metanol,36 sin
embargo su problema está en su baja densidad (0,0899 kg/m3). Cuando se ve desde
el punto de vista del volumen, el hidrógeno es el que tiene menor energía por unidad
de volumen, lo que obliga a presurizarlo con su consiguiente riesgo de seguridad.
Debido a que el hidrógeno no se encuentra puro en la naturaleza, es necesario

33International Renewable Energy Agency 2012.
34Gonzalez-Salazar y col. 2014.
35Coto Chinchilla 2013.
36Merino y col. sf.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



44

Cuadro 2.2.: Fuentes de hidrógeno. Adaptado de Merino y col. (sf).

Fuentes fósiles Fuentes renovables

Reformado por vapor
Gasificación del carbón
Oxidación parcial
Reformadoo autotérmico
Reformado por plasma

Electrólisis (usando energía solar o eólica),
Descomposición térmica del H2O,
Fotoelectrólisis,
Procesos biológicos,
Biomasa (mediante gasificación o mediante
fermentación)

obtenerlo mediante algún proceso físico-químico a partir de otro material. Muchas
veces esta materia prima proviene de combustibles fósiles, por lo que la utilización de
hidrógeno no podría considerase como sostenible. Sin embargo, existen otros métodos
basados en fuentes renovables que permiten utilizarlo de una manera más sostenible.
En el Cuadro 2.2 se muestran las principales fuentes de hidrógeno.37 La mayor parte
del hidrógeno se obtiene a partir de gas natural, y de este, sólo un pequeño porcentaje
se utiliza específicamente para generación eléctrica.
Otra manera de producir hidrógeno es mediante electrólisis de agua. La idea de-

trás de la electrólisis es la de separar las moléculas de agua en la de oxígeno y la de
hidrógeno, mediante la aplicación de una corriente continua en un electrolizador. En
este caso, se puede utilizar el electrolizador. Dentro de los distintos tipo de electro-
lizadores, los tipos PEM (Polymer Electrolyte Membrane) han alcanzado eficiencias
cercanas al 85 % y son uno de los más populares en la actualidad. La membrana es
un polímero sólido que tiene la cualidad de que sólo deja que la atraviesen iones de
hidrógeno.

2.2.2. Características de tecnologías y costos para la generación
distribuida

De acuerdo con el documento IEEE 1547.238, existen dos bloques principales que
son comunes en cualquier instalación dedicada a la generación distribuida: los medios
generadores (primotores) y las tecnologías de conversión de potencia (máquinas sín-
cronas, asícronas, inversores y convertidores). Los primotores se utilizan para extraer
energía de las fuentes primarias y la tecnología de conversión se encarga de conver-

37Merino y col. sf.
38IEEE Std 1547.2, Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Sys-

tems 2008.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



45

Medios generadores
Tecnologías de

conversión de potencia

* Turbinas de combustión
* Turbinas de agua
* Turbinas de vapor
* Turbinas de viento
* Celdas fotovoltaicas
* Pilas de combustible
* Baterías

Fuentes de energia

Combustibles fósiles
Agua
Viento
Sol
Biomasa
Hidrógeno

Red Eléctrica
(corriente ac@60Hz
a niveles de 
distribución)

* Máquinas sincrónicas
* Máquinas asincrónicas
* Conversores estáticos
   de potencia (inversores)

Figura 2.6.: Relación entre fuentes de energía, medios generadores y tecnologías de conversión.

tir dicha energía en energía eléctrica para inyectarse a la red de distribución. Por
ejemplo, una turbina de viento transforma la energía cinética del viento en energía
mecánica y posteriormente es convertida en eléctrica mediante un generador síncrono
o asíncrono.
Esta relación se representa gráficamente en la Figura 2.6. Dentro de los primotores

se puede hacer una separación entre los rotacionales (turbinas) y los estáticos (celdas
fotovoltaicas, pilas de combustible y baterías).
Cabe destacar que los medios y tecnologías mostradas en la Figura 2.6 no son de

uso exclusivo en generación distribuida. El presente estudio se enfoca en la tecnología
y explotación bajo el esquema distribuido. Asimismo, la tendencia en Costa Rica y el
resto del mundo es la de favorecer la explotación de fuentes primarias con emisiones
nulas o reducidas, de tal forma que el énfasis del presente estudio también tendrá un
enfoque asociado a este tipo de fuentes.

Tecnologías asociadas a fuentes hídricas

La complejidad de los proyectos hidroeléctricos aumenta con la potencia que se
desea instalar, requiriendo la construcción de más infraestructura y personal. Esta
complejidad está relacionada con la construcción de los sistemas de conducción de
agua: entre mayor es la caída y/o el flujo, mayor es la obra requerida. En el caso
de sistemas distribuidos existen dos variantes, los sistemas menores a 1 MW, que
utilizan relativamente poca infraestructura y están enfocados al autoconsumo, y los
sistemas de 1 hasta 10 MW que se instalan con el propósito de vender energía.

Proyectos menores a 1 MW Existe una gran variedad de posibilidades en el desa-
rrollo de proyectos hidroeléctricos en este tamaño debido a la relativa facilidad con la
que se pueden construir los sistemas de conducción de agua. En muchos casos, son sis-
temas utilizados en proyectos de desarrollo humano que utilizan solamente una parte
del caudal del río conducido directamente por un tubo de plástico o PVC.39 Este

39Bhusal y col. 2007.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



46

tipo de sistemas pueden integrar en un único componente la turbina y el generador
para brindar mayor facilidad de instalación para el usuario.
Los proyectos menores a 1 MW no suelen contar con estructuras hidráulicas como

trampas de arena o tanque de oscilación. Además dichos proyectos no tienen tuberías
de conducción muy extensas y se pueden usar canales al aire libre. Debido a que son
sistemas que utilizan poco flujo, las complejidades en el diseño de tubería y válvulas
principales son reducidas. Es más común que los sistemas hidro menores a 1 MW
se complementen con almacenamiento de energía por medio de baterías, así como
sistemas de inversión y rectificación eléctrica para poder desviar energía en caso de
que haya sobreproducción.

Proyectos mayores a 1 MW Por lo general los proyectos mayores a 1 MW tienen
un pequeño embalse y longitudes no despreciables de tuberías de conducción y de
presión, generan en corriente alterna con generadores síncronos conectados a la red
mediante un transformador de potencia. Producir en potencias por encima de 1
MW requiere conexión trifásica, control de tensión y de velocidad, protecciones de
diferentes tipos y monitoreo. De tal forma que hay muchas más consideraciones que
se deben tomar en cuenta, por lo general también requieren la supervisión continua de
un operador. Un ejemplo de estos generadores hidroeléctricos distribuidos se muestra
en la Figura 2.7, correspondiente a una planta de 2,2 MW conectada a un circuito
de 34,5 kV.
Además de las complejidades adicionales con el sistema electromecánico, estos pro-

yectos requieren más análisis desde el punto de vista geotécnico y requieren conocer
con detalle las siguientes variables: topografía y geomorfología del sitio, caudal de
agua de la cuenca, salto de agua del sitio, análisis de impacto ambiental y planes de
compensación.
En términos constructivos, los sistemas menores a 5 MW son de eje horizontal, tal

como se muestra en la Figura 2.7. Esta diferencia con las plantas grandes se debe a
que las masas de turbina y generador son más pequeñas.
En Costa Rica este tipo de proyectos se instalan bajo las regulaciones de la Ley

7200, y si son inferiores a 5 MW no están sujetos a despacho centralizado.

Costos y vida útil proyectos menores a 1 MW La simplicidad de las estructuras
hidráulicas de los sistemas menores a 1 MW de generación hidroeléctrica permite una
mayor estabilidad en sus costos. En general estos rondan los 2000 a 3000 US$ por
kilowatt instalado pero tienden a decrecer conforme aumenta la potencia del sistema
electromecánico. El precio del equipo electromecánico depende de la selección del
equipo turbina-generador según el salto de agua, caudal disponible, potencia deseada

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



47

Figura 2.7.: Central Hidroeléctrica Vara Blanca, 2,2 MW

y tipo de interfaz. Los conjuntos con turbinas Turgo en promedio cuestan 300 US$
por kW, las Francis 620 US$ por kW, las Kaplan 350 US$ por kW y las Banki 510 US$
por kW. Los costos globales de un proyecto hidro menor a 1 MW se pueden distribuir
de la siguiente manera: el conjunto turbina-generador puede costar aproximadamente
un 30% del total de la obra, los equipos eléctricos, de regulación control y cableado
un 22%, la obra civil un 40% y la dirección de proyecto, estudios e ingeniería un
8%.40

La vida útil de un proyecto hidroeléctrico menor a 1 MW es de aproximadamente 25
a 30 años41 (puede extenderse a más con adecuado mantenimiento y uso), dependerá
del conjunto turbina-generador (si se utiliza con caudales en el rango de operación)
y del equipo de rectificación, inversión y almacenamiento.

Costos y vida útil proyectos mayores a 1 MW Determinar los costos de un sistema
microhidro mayor a 1 MW se realiza mediante aproximación cualitativa. El peso que
tiene la obra civil y movimiento de terrenos es significativo y sujeto a errores de
estimación. Adicionalmente la proyección de costos está sujeta a gran incertidumbre,

39Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 2011
40IDAE 2006.
41Ibíd.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



48

y depende de la precisión de los estudios previos.
Un estimado estadístico de proyectos nacionales de generación privada hidroeléc-

trica dicta que para obras civiles (represa, trampa de arena, tuberías de conducción)
se le puede asignar de un 50% a un 65%, al equipo mecánico (turbinas, válvulas)
de un 15% a un 25%, equipo eléctrico (grúa, transformador, generador) de un 10%
a un 20% y otros costos asociados (permisos de explotación, estudios y supervisión)
de 2% a 5%.
El rubro más sujeto a variaciones es el movimiento de terrenos, dentro de los

proyectos estudiados se encontraron casos que no necesitaron un porcentaje mayor
que un 2%, pero en otros representó hasta un 38%. Para proyectos pequeños no es
necesario un rubro de movimiento de terrenos grande ya que por lo general no se
construyen embalses grandes ni tuberías complejas (sino reservorios que funcionan
además como amortiguadores de oscilación y canales) y se aprovecha el caudal y
salto natural de la cuenca o un embalse previamente existente.
Para aplicaciones regulatorias se ha utilizado como referencia los costos unitarios

de construcción de proyectos en Estados Unidos, los cuales oscilan entre 4000 y 6000
US$ por kW en comparación con proyectos centroamericanos que rondan entre los
2000 y 3000 US$ por kW con algunas pocas excepciones.42 También se pueden uti-
lizar tablas de referencia más detalladas seleccionando los costos de proyectos en
Estados Unidos con condiciones similares a las encontradas en el sitio de desarollo
(Bonhomme y col. 2004). Cabe destacar que los costos de operación y mantenimien-
to de los proyectos centroamericanos son mayores que sus equivalentes en Estados
Unidos debido al nivel de automatización de plantas en Estados Unidos. Los cos-
tos constructivos de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala en Centroamérica se
pueden aproximar a una constante de 2700 US$ por kW en promedio y que las plantas
operan a un factor de planta de 60%.43 En la literatura existen múltiples referencias
a estudios para aproximar los costos de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala
por medio de ecuaciones de ajuste a datos estadísticos. Otros métodos propuestos
utilizan ecuaciones para aproximar los costos de obra civil y equipo electromecánico
de forma independiente.44

Los proyectos hidroeléctricos de estos tamaños por lo general cuentan con las ma-
yores vidas útiles de las centrales de generación de energía. La vida útil de un proyecto
mayor a 1 MW hidro es de aproximadamente 50 años. Los factores más influyentes
son el equipo electromecánico, que puede necesitar reemplazo por desactualización o
malfuncionamiento y la obra civil tiene vidas útiles de hasta 70 años, dependiendo

42Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 2011.
43Ibíd.
44Zhang, Smith y Zhang 2012.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



49

de las condiciones del terreno y tamaño del proyecto.

Tecnologías asociadas a fuente solar

Los sistemas fotovoltaicos convierten la luz del sol en energía eléctrica por medio
del efecto fotoeléctrico. Aquí, la energía de los fotones incidentes, provenientes de la
radiación solar, es absorbida por una celda fotovoltaica que emite electrones en su
superficie. Estas celdas solares están hechas de materiales semiconductores, como el
silicio. Al conjunto de celdas organizadas para generar una tensión específica se le
conoce como módulo y un grupo de módulos crean un panel fotovoltaico.

Tipos de celdas fotovoltaicas Las celdas cristalinas actualmente abarcan el 85%
del mercado. Estas celdas pueden ser monocristalinas o policristalinas. La primera se
refiere a que se utiliza una sola oblea de silicio. Esto produce celdas de color uniforme,
y tienen mayor eficiencia (16 al 20%). Las celdas policristalinas están hechas de capas
muy finas de diferentes obleas de silicio, y cuentan con eficiencias entre el 12 y el
14%.
La alternativa a la tecnología cristalina es la thin-film, la cual está conformada

por capas delgadas de silicio, como el silicio amorfo. Las celdas de esta tecnología se
forman mediante el depósito de diferentes tipos de silicio tratado sobre un substrato
de vidrio. Se incorporan también capas delgadas de Telurio de Cadmio (CdTe) y
diselenuro de indio-cobre (CIS). Otros módulos se construyen con celdas multiunión
de arsenuro de indio-galio. La tecnología thin-film constituye un 15% del mercado.45

Inversores Los paneles fotovoltaicos inyectan energía a la red eléctrica por medio
de un inversor. Este es un equipo de electrónica de potencia encargado de convertir
las tensiones y corrientes generadas por el panel fotovoltaico a corriente alterna.
En casos muy particulares, el sistema se puede complementar con una batería para
trabajar de forma aislada o para inyectar potencia en horas de máxima demanda.
Esta batería debe ir acompañada de un regulador de carga que controla la carga y
descarga de la batería.
La eficiencia de los inversores varía según el nivel de tensión del arreglo de paneles.

Asimismo, depende de la potencia de entrada. La eficiencia promedio de los inversores
modernos es de ηref = 0,9637.46

Los inversores certificados UL para sistemas fotovoltaicos se desconectan de la red
en condiciones de operación anormal y durante la formación no intencional de islas.

45Energía Solar .
46Dobos 2014.

DSE Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL



50

En términos de respuesta, un inversor UL se desconecta en menos de 2 segundos y se
reconecta después de 5 minutos de percibir condiciones normales de operación de la
red47 . Esto ha permitido a las compañías de distribución prescindir de un interruptor
manual para desconectar los sistemas fotovoltaicos de los abonados durante trabajos
de mantenimiento de la red.

Costos asociados a proyectos de generación fotovoltaica y vida útil Las sistemas
fotovoltaicos se pueden clasificar en 3 grupos de acuerdo a su capacidad nominal:

Sistemas de gran escala (1 a 10 MW): Estos sistemas requieren uno o más
transformadores para interconectarse con la red de media tensión. Normal-
mente utiliza varios inversores centrales en paralelo. Cada uno de estos está
equipado de esquemas de protección, tanto internos como externos, que com-
prenden sobrecorrientes, sobretensión y baja tensión, frecuencia y esquemas
para prevenir la formación de islas. Los costos de instalación de estos sistemas
son más bajos que para las de mediana y pequeña escala. Sin embargo, al ron-
dar el rango de los MW, su valor varía bastante dependiendo del fabricante y
las circunstancias en las que se desarrolla la planta.

Sistemas de mediana escala (10 a 1000 kW): En esta categoría se encuentran
las instalaciones fotovoltaicas de residencias, comercios e industrias. Incluye
sistemas con conexión monofásicas y trifásicas. Los sistemas en el rango de
los cientos de kW poseen configuraciones similares a las plantas a gran esca-
la, incluyendo transformadores para la interconexión en algunas ocasiones. La
principal diferencia es la tensión a la que operan. En Costa Rica, el costo de
los sistemas fotovoltaicos de mediana escala ronda el valor de 1730 US$/kW
instalado.

Sistemas de pequeña escala (menor a 10 kW): En esta categoría se encuentran
las instalaciones fotovoltaicas para autoconsumo en residencias y comercios. El
sistema es comúnmente para servicio monofásico y no requiere el uso de un
transformador para la interconexión con la red, pues se conecta directamente
en baja tensión. El costo de un sistema de pequeña escala en Costa Rica es
escalonado. Para sistemas de 3 kW o menos, el costo es de 2930 US$/kW
instalado, para sistemas entre 3 y 5 kW el costo promedio es de 2330 US$/kW
instalado y para sistemas mayores a 5 kW el costo promedio es de 2130 US$/kW
instalado.

47Coddington, Margolis y Aabakken 2008.

Estudio Técnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL DSE



51

Los costos reportados incluyen el costo del panel, el inversor, trámites ante la
compañía distribuidora y la instalación. Los costos reportados se obtuvieron a partir
de información reciente de proveedores de sistemas fotovoltaicos en Costa Rica. Estos
costos son similares al costo del US$/kW instalado en Estados Unidos: para sistemas
de 5 kW o menos, el costo es de 3290 US$/kW instalado, para sistemas entre 5 y
200 kW el costo es de 2540 US$/kW , y 1800 US$/kW para sistemas de 200 kW