{ "id": "norm-102239", "citation": "Resolución 0043", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional", "title_en": "Procedure to Determine the Safe Penetration Capacity of Variable Renewable Energy in the National Electric System", "summary_es": "Esta resolución de la Junta Directiva de ARESEP aprueba el procedimiento técnico para que el Operador del Sistema (OS) determine la máxima capacidad de penetración segura de fuentes de energía renovable variable (eólica, solar, hidroeléctrica a filo de agua y de baja capacidad) en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El procedimiento establece criterios y análisis mínimos que debe realizar el OS, incluyendo estudios de capacidad de transmisión, regulación y comportamiento histórico de las fuentes variables. Se fundamenta en la Ley N° 10086 sobre recursos energéticos distribuidos, la Ley N° 7593 de ARESEP y el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos. Se ordena al OS publicar y actualizar periódicamente la capacidad máxima y remanente, con el fin de garantizar la seguridad, calidad y desempeño del sistema eléctrico ante la creciente integración de estas tecnologías.", "summary_en": "This resolution of ARESEP's Board of Directors approves the technical procedure for the System Operator (OS) to determine the maximum safe penetration capacity of variable renewable energy sources (wind, solar, run-of-river hydro, and low-capacity reservoir hydro) into the National Electric System (SEN). The procedure sets forth criteria and minimum analyses to be performed by the OS, including studies on transmission capacity, regulation, and historical behavior of variable sources. It is grounded on Law No. 10086 on distributed energy resources, Law No. 7593 creating ARESEP, and the Sectorial Regulation for Electric Services. The OS is ordered to publish and periodically update the maximum and remaining capacity, in order to ensure the safety, quality, and performance of the electric system in light of the growing integration of these technologies.", "court_or_agency": "", "date": "06/06/2024", "year": "2024", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "energías renovables variables", "penetración segura", "operador del sistema", "recursos energéticos distribuidos", "calidad, seguridad y desempeño (CCSD)", "reservas de regulación", "AR-NT-POASEN" ], "concept_anchors": [ { "article": "Art. 6 inciso f) punto ii)", "law": "Ley N° 10086" }, { "article": "Art. 5 inciso a)", "law": "Ley N° 7593" }, { "article": "Art. 25", "law": "Ley N° 7593" }, { "article": "Art. 34", "law": "Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC" } ], "keywords_es": [ "generación distribuida", "energías renovables variables", "penetración segura", "sistema eléctrico nacional", "operador del sistema", "ARESEP", "calidad del suministro eléctrico", "regulación eléctrica" ], "keywords_en": [ "distributed generation", "variable renewable energy", "safe penetration", "national electric system", "system operator", "regulatory authority", "power quality", "electricity regulation" ], "excerpt_es": "El presente procedimiento establece los criterios aplicables para que el Operador del Sistema (OS) determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente.\n\nEl principal objetivo es establecer los criterios aplicables para que el OS determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el SEN, de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente.\n\nPara integrar al SEN instalaciones de generación que utilizan fuentes renovables, el Operador del Sistema debe verificar el cumplimiento del procedimiento \"Criterios de seguridad para la planificación, diseño y operación del SEN\", así como los criterios de calidad, seguridad y desempeño (CCSD) establecidos en la regulación regional, de forma que compruebe la disponibilidad y suficiencia de las reservas de regulación, reservas fría, la capacidad de transmisión y la estabilidad transitoria, de pequeña señal y de tensión del SEN.", "excerpt_en": "This procedure establishes the applicable criteria for the System Operator (OS) to determine the maximum penetration capacity of variable renewable energy sources for generation into the National Electric System (SEN), in such a way that it complies with the safety, quality, and performance criteria set forth in the national and regional regulations in force.\n\nThe main objective is to establish the applicable criteria for the OS to determine the maximum penetration capacity of variable renewable energy sources for generation into the SEN, so that it complies with the safety, quality, and performance criteria set forth in the national and regional regulations in force.\n\nTo integrate generation facilities that use renewable sources into the SEN, the System Operator must verify compliance with the procedure \"Safety Criteria for Planning, Design, and Operation of the SEN\", as well as the quality, safety, and performance criteria (CCSD) established in regional regulations, in order to verify the availability and sufficiency of regulation reserves, cold reserves, transmission capacity, and transient, small-signal, and voltage stability of the SEN.", "outcome": { "label_en": "Approved norm", "label_es": "Norma aprobada", "summary_en": "ARESEP's Board of Directors approves the 'Procedure to Determine the Safe Penetration Capacity of Variable Renewable Energy in the National Electric System', establishing mandatory criteria and analyses for the System Operator.", "summary_es": "La Junta Directiva de ARESEP aprueba el 'Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional', estableciendo criterios y análisis obligatorios para el Operador del Sistema." }, "pull_quotes": [ { "context": "Sección 5.1 Propósito", "quote_en": "The main objective is to establish the applicable criteria for the OS to determine the maximum penetration capacity of variable renewable energy sources for generation into the SEN, so that it complies with the safety, quality, and performance criteria set forth in the national and regional regulations in force.", "quote_es": "El principal objetivo es establecer los criterios aplicables para que el OS determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el SEN, de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente." }, { "context": "Sección 3 Justificación", "quote_en": "This instrument also responds to compliance with the provisions of Law No. 10086, in its Article 6, subparagraph f) point ii), in which the legislator assigned to the Regulatory Authority of Public Services (Aresep) the function of developing the regulatory instrument that the System Operator must apply to determine the safe penetration capacity of renewables into the SEN.", "quote_es": "Este instrumento responde también al cumplimiento de lo dispuesto en la Ley No. 10086, en su artículo 6, inciso f) punto ii), en el cual el legislador definió a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) la función de elaborar el instrumento regulatorio que deberá aplicar el Operador del Sistema para determinar la capacidad de penetración segura de renovables al SEN." }, { "context": "Sección 4.2 Sobre la competencia de la ARESEP", "quote_en": "Aresep has the exclusive and excluding competence for the regulation of the public services indicated in Law No. 7593, a competence that is inalienable, non-transferable, and imprescriptible, as established in Article 66 of the General Law of Public Administration (LGAP).", "quote_es": "La Aresep tiene la competencia exclusiva y excluyente, para la regulación de los servicios públicos indicados en la Ley N.º 7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP)." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-26314", "kind": "concordant_norm", "label": "7593" }, { "target_id": "norm-96064", "kind": "concordant_norm", "label": "10086" }, { "target_id": "norm-47595", "kind": "concept_anchor", "label": "Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC Art. 34" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=102239&strTipM=TC&nValor3=0", 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Que el 15 de abril de 2011, mediante la\ndirectriz N.º 14-MINAET, publicada en el Alcance Digital N.º 22 de La Gaceta\nN.º 74, la Presidencia de la República y el Ministerio de Ambiente, Energía y\nTelecomunicaciones (MINAET) emitieron la directriz \"Dirigida a los\nintegrantes del subsector electricidad para incentivar el desarrollo de\nsistemas de generación de electricidad con fuentes renovables de energía en\npequeña escala para el autoconsumo\". \n\nII. Que el 31 de marzo de 2014, la Junta Directiva\nde la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), mediante el\nacuerdo 01-19-2014 de la sesión ordinaria 19-2014, celebrada el 31 de marzo de\n2014, dictó la Norma técnica para la Planeación, Operación y Acceso, al Sistema\nEléctrico Nacional (AR-NT POASEN), publicada en el Alcance N°12, a La Gaceta\nN.º 69, del 8 de abril de 2014. \n\nIII. Que el 8 de octubre de 2015, la Presidencia de\nla República y el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) mediante el Decreto\nN° 39220-MINAE, publicado en La Gaceta N.º 196 del 8 de octubre de 2015,\ndecretaron el \"Reglamento Generación Distribuida para Autoconsumo con\nFuentes Renovables Modelo de Contratación Medición Neta Sencilla\". \n\nIV. Que el 15 de octubre de 2015, se publicó en La\nGaceta N° 200 el Decreto Ejecutivo N° 39219-MINAE, el cual declaró de interés\npúblico y con rango de Política Pública Sectorial la ejecución de las acciones\nestablecidas en el \"VII Plan Nacional de Energía 2015-2030\". \n\nV. Que el 8 de febrero de 2019, la Dirección\nGeneral Centro de Desarrollo de la Regulación (DGCDR) mediante el oficio\nOF-0040-CDR-2019, solicitó a las empresas distribuidoras la información de\nfechas de contrato de los generadores distribuidos (Folio 55 expediente\nPIRM-001-2019) \n\n \n\nVI. Que el 11 de febrero de 2019, el Regulador\nGeneral mediante el oficio OF-0110- RG-2019, solicitó una propuesta que se\ncentre en la identificación de oportunidades de mejora del marco legal y regulatorio\naplicable a generación distribuida, y proponer las modificaciones que se\nconsideren necesarias para la apropiada integración de los recursos\ndistribuidos al SEN. (Folio 45 expediente PIRM-001-2019) \n\nVII. Que el 1 de marzo de 2019, la DGCDR mediante el\noficio OF-0085-CDR-2019, nombró la fuerza de tarea encargada de desarrollar la\npropuesta solicitada por el Regulador General, mediante el oficio\nOF-0110-RG-2019. (Folio 44 expediente PIRM-001-2019) \n\nVIII. Que el 22 de julio de 2019, la Contraloría\nGeneral de la República (CGR) mediante el oficio DFOE-AE-0344, remitió el\nInforme N° DFOE-AE-IF-00008- 2019, Auditoría operativa coordinada sobre\nenergías renovables en el sector eléctrico. En el cual se indica \"A ROBERTO\nJIMÉNEZ GÓMEZ EN SU CALIDAD DE REGULADOR GENERAL DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE\nLOS SERVICIOS PÚBLICOS O A QUIEN EN SU LUGAR OCUPE EL CARGO 4.8. Desarrollar\nuna solución integral que asegure la correcta asignación de los costos de\nacuerdo con los diferentes usos y requerimientos que tienen los usuarios del\nservicio eléctrico, en las tarifas de uso de la red para la generación\ndistribuida, de conformidad con los artículos 5 y 31 de la Ley N° 7593 y el 39\ndel Decreto Ejecutivo N° 39220-MINAE. Remitir a la Contraloría General un\ninforme de avance cada seis meses iniciando el 30 de enero de 2020 y la\nresolución en la que se apruebe la solución integral, a más tardar el 31 de\njulio de 2022.\" (Folios 13-40 expediente OT-695-2019) \n\nIX. Que el 2 de noviembre de 2020, la DGCDR mediante\nel oficio OF-0615-CDR 2020, propuso al Regulador General la integración de la\nfuerza de tarea para atender las recomendaciones de la CGR señaladas en el\noficio DFOE-AE-IF 00008-2019 sobre la auditoría de energías renovables en el sector\neléctrico (generación distribuida) y atención de posibles cambios en la\nregulación de esta actividad. (Folios 412-413, expediente PIRM-005-2021) \n\nX. Que el 13 de mayo de 2021, la DGCDR mediante el\noficio OF-0131-CDR-2021, informó al Regulador General sobre confirmación y\najuste de la fuerza de trabajo, proponiendo como integrantes de la \"Metodología\ntarifaria para peajes de distribución y generación distribuida\" a Tony\nMendez Parrales como coordinador, y en calidad de\nintegrantes a: Ariel Solórzano Gutiérrez, Edwin Canessa Aguilar, Edgar Cubero\nCastro, Edwin Espinoza Mekbel, Álvaro Barrantes\nChaves, Allan Quesada Rojas y Luis Miguel Alfaro Paniagua. (Folios 71-78\nexpediente PIRM-005-2021)\n\nXI. Que el 17 de mayo de 2021, el Regulador General\nmediante el oficio OF-0302- RG-2021, otorgó visto bueno a la integración de la\nfuerza de tarea de acuerdo con el detalle del oficio OF-0131-CDR-2021. (Folio\n79 expediente PIRM-005- 2021) \n\nXII. Que el 11 de mayo de 2021, mediante la\nresolución RE-0143-JD-2021, publicada en el Alcance N° 97 a La Gaceta N° 94 del\n18 de mayo de 2021, la Junta Directiva de la Aresep aprobó los procedimientos\npara la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En dicha resolución, se\naprobaron 10 procedimientos, de los cuales el 8° refiere al \"Procedimiento\nde Integración al SEN de energías renovables variables y sistemas de\nalmacenamiento\". Dicho procedimiento, al igual que los demás, fue\npropuesto ante la Aresep por la División Operación y Control del Sistema\neléctrico (anteriormente llamado CENCE) como Operador del Sistema y Operador\ndel Mercado (OS/OM) de Costa Rica, valorado técnicamente por la Intendencia de\nEnergía (IE) y sometido a consulta pública, como parte del debido\nproceso. \n\nXIII. Que el 7 de enero de 2022, fue publicada en el\nAlcance Digital N° 3 de la Gaceta N° 3 la Ley N° 10086 \"Promoción y\nregulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables.\" \n\nXIV. Que el 17 de mayo de 2022, mediante el oficio OF-0153-CDR-2022,\nla DGCDR realizó a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria\n(DGAJR) la solicitud de criterio sobre el mecanismo de participación ciudadana\naplicable para el caso de dos instrumentos regulatorios por desarrollar según\nlo dispuesto en la Ley No. 10086, artículo 6 inciso f, puntos i) e ii). (Folios\n174-175, expediente OT-016-2023) \n\nXV. El 26 de mayo de 2022, la DGAJR mediante el\noficio OF-0405-DGAJR-2022, atendió la consulta respecto al mecanismo de\nparticipación ciudadana aplicable al desarrollo de los instrumentos\nregulatorios indicados en el inciso f) puntos ii) y iii) del artículo 6 de la\nLey \"Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a\npartir de fuentes renovables, N° 10086\", realizada por la DGCDR\nmediante el oficio OF-0153-CDR-2022, solicitando a dicha dirección que \"indique\nde previo, el (los) tipo (s) de instrumento (s) regulatorio (s) que se\nelaboraría (n) a fin de cumplir con los incisos i) y ii) del inciso f) del\nartículo 6 de la Ley N°10.086, sea que se trate de una metodología tarifaria,\nun reglamento\". (Folios 269-270, expediente OT-016-2023) \n\nXVI. El 1 de junio de 2022, la DGCDR mediante el oficio OF-0175-CDR-2022, en respuesta al citado\noficio OF-0405-DGAJR-2022 señaló \"los tipos de instrumentos regulatorios que se elaborarían a fin de\ncumplir con los incisos i) y ii) del inciso f) del artículo 6 de la Ley N° 10.086, serán\nprocedimientos técnicos que servirán de guía metodológica para que tanto las empresas como el\nOperador del Sistema los puedan aplicar\". (Folios 271-272, expediente OT-016- 2023) \n\nXVII. Que el 6 de junio de 2022, la DGAJR mediante el\noficio OF-0421-DGAJR-2022 dio respuesta a consulta respecto al mecanismo de\nparticipación ciudadana aplicable al desarrollo de los instrumentos\nregulatorios indicados en el inciso f) puntos i) y i) del artículo 6 de la Ley\n\"Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir\nde fuentes renovables\", N° 10086, concluyendo entre otras cosas que\n\"dichos procedimientos técnicos igualmente podrían tener una incidencia\nen la esfera jurídica de la ciudadanía, lo que ameritaría la celebración de\nconsulta pública, a fin de brindar el espacio de participación ciudadana\nnecesario\". (Folios 273-285, expediente OT-016-2023) \n\nXVIII. Que el 4 de julio de 2022, mediante oficio\nOF-0215-CDR-2022, la DGCDR realizó a la DGAJR la consulta sobre el aprobador y\nresponsable del proceso de consulta pública de los procedimientos técnicos\nseñalados en la Ley No.10 086. (Folio 286, expediente OT-016-2023) \n\nXIX. Que desde el 12 de julio 2022, se coordinaron\nsesiones de trabajo con DOCSE en su calidad de Operador del Sistema (OS) para\nprecisar la información y análisis técnicos eléctricos y estadísticos mínimos\nrequeridos por tecnología de generación renovable variable que deban ser\nconsiderados. \n\nXX. Que el 1 de agosto, la DGAJR mediante el oficio\nOF-0551-DGAJR-2022 dio respuesta al oficio OF-0215-CDR-2022, indicando que\n\"el CDR conforme a sus funciones, se encuentra llamado a desarrollar\nlos instrumentos regulatorios dispuestos en la Ley N° 10.086 y tramitar el\nrespectivo procedimiento, cuyas propuestas serían sometidas para aprobación de\nla Junta Directiva, para lo cual deberá instruir el procedimiento de consulta\npública, según corresponda\". (Folios 287 a 292, expediente\nOT-016-2023) \n\nXXI. Que el 14 de diciembre de 2022, mediante el\noficio OF-0422-CDR-2022, la DGCDR remitió al Regulador General, en su condición\nde presidente de la Junta Directiva, el informe IN-0082-CDR-2022 del 13 de\ndiciembre de 2022 con la propuesta l \"Procedimiento para determinar la\ncapacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema\neléctrico nacional\", junto con sus anexos, y el correspondiente\nproyecto de resolución de la Junta Directiva, para su respectivo trámite.\n(Folio 50-51, expediente OT-016-2023) \n\nXXII. Que el 23 de enero de 2023, mediante el acuerdo\n03-06-2023, del acta de la sesión extraordinaria 06-2023, la Junta Directiva\nresolvió, por unanimidad de los votos de las personas miembros presentes:\nSometer al procedimiento de\n\nconsulta pública la\nsiguiente propuesta de \"Procedimiento para determinar  la capacidad\nde penetración segura de energías renovables variables en  el sistema\neléctrico nacional\". \n\nXXIII. Que el 23 de enero de 2023, la Secretaría de\nJunta Directiva, mediante el oficio OF-0043-SJD-2023 le comunicó, a la DGCDR,\nDirección General Atención al Usuario (DGAU) y al Departamento de Gestión\nDocumental (DGD), el acuerdo 3-06-2023 a fin de que se realizara la\nconvocatoria de consulta pública y apertura del expediente de la propuesta del \"Procedimiento\npara determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables\nvariables en el Sistema Eléctrico Nacional\". (Folio 1, expediente\nOT-016-2023). \n\nXXIV. Que el 26 de enero de 2023, mediante el oficio\nOF-0014-CDR-2023, la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación\nsolicita a la DGAU la convocatoria para la consulta pública correspondiente\n(visible a folios 52 al 54). \n\nXXV. Que el 1 de febrero de 2023, el Poder Ejecutivo\npublicó, en Alcance No. 17 de la Gaceta No. 18, el Decreto 43879-MINAE \"Reglamento\na La Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a\npartir de Fuentes Renovables, No.10086 del siete de enero del 2022\". \n\nXXVI. Que el 6 de febrero de 2023, se publicó la\ninvitación a los interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias a la\npresente consulta pública, en el diario oficial La Gaceta No. 21. (Folios 165\nal 166) \n\nXXVII. Que el 7 de febrero de 2023, se publicó la\ninvitación a los interesados a presentar sus oposiciones o coadyuvancias a la\npresente consulta pública, en los diarios de circulación nacional La Teja y\nDiario Extra. (Folios 165 al 166) \n\nXXVIII. Que el 24 de febrero de 2023 fue la fecha máxima\npara recibir oposiciones o coadyuvancias. \n\nXXIX. Que el 27 de febrero de 2023, la DGAU, mediante\nel informe IN-0107- DGAU-2023, se emitió el \"Informe de Oposiciones y\nCoadyuvancias\" presentadas durante la consulta publicada realizada\nrespecto de la propuesta \"Procedimiento para determinar la capacidad de\npenetración segura de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico\nNacional\". (Folios del 171 al 172) \n\nXXX. Que el 21 de abril de 2023, mediante el informe IN-0018-CDR-2023,\nla fuerza de Tarea remitió al director de la DGCDR, el informe técnico sobre\nlas respuestas a las posiciones presentadas en la consulta pública que finalizó\nel 24 de\nfebrero de 2023, con el objeto de conocer la propuesta  \"Procedimiento\npara determinar la capacidad de penetración segura de  energías renovables\nvariables en el Sistema Eléctrico Nacional.\" (Folios 294\nal 322)  \n\nXXXI. Que el 23 de abril de 2023, mediante el informe\nIN-0019-CDR-2023, la Fuerza de Tarea remitió al director de la DGCDR, el\ninforme técnico final del \"Procedimiento para determinar la capacidad\nde penetración segura de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico\nNacional.\" (Folios 323 al 369) \n\nXXXII. Que el 24 de abril de 2023, mediante el oficio\nOF-0128-CDR-2023, la DGCDR, remitió al Presidente de la Junta Directiva, el\ninforme IN-0019-CDR-2023 correspondiente al informe técnico final del \"Procedimiento\npara determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables\nvariables en el Sistema Eléctrico Nacional\" y el informe\nIN-0018-CDR-2023, que corresponde al informe técnico sobre las respuestas a las\nposiciones presentadas en la consulta pública, así como el proyecto de\nresolución. (Folios 370 al 371) \n\nXXXIII. Que el 25 de abril de 2023, la SJD, mediante el\nmemorando ME-0062-SJD 2023, trasladó para su análisis a la DGAJR, el informe de\nanálisis de posiciones, informe técnico final y proyecto de resolución del\n\"Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de\nenergías renovables variables en el sistema eléctrico nacional\".\n(Folio 372) \n\nXXXIV. Que el 11 de mayo de 2023, la DGAJR mediante el oficio\nOF-0272-DGAJR 2023, emitió criterio respecto al \"Procedimiento para\ndeterminar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables\nen el sistema eléctrico nacional\". (Folios 373 al 384) \n\nXXXV. Que se han realizado las diligencias útiles y\nnecesarias para el dictado de la presente resolución. \n\nCONSIDERANDO: \n\nI.              Que la Ley 7593, en su artículo 5 inciso a, dispone que la Aresep, es el ente\ncompetente para fijar los precios y tarifas de los servicios públicos, de conformidad con las\nmetodologías que ella misma determine y debe velar por el cumplimiento de las normas de calidad,\ncantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de tales servicios públicos,\ndentro de los cuales se encuentra el suministro de energía eléctrica en las etapas de  generación,\ntransmisión, distribución y comercialización.  \n\nII.            \nQue\nde lo anterior queda claro que la Aresep puede emitir metodologías tarifarias,\nnormas, reglamentos técnicos, procedimientos, protocolos, entre otros, es\npreciso considerar que todos ellos, forman parte de un amplio ámbito normativo\nque busca establecer reglas que orienten el quehacer regulatorio con el fin de\nque la Aresep ejerza las competencias y potestades dispuestas mediante la Ley\nN° 7593. \n\nIII.          \nQue\nel artículo 6 de la Ley 10086 dispone que la Aresep, es el ente competente para\ndictar, aprobar y fiscalizar el cumplimiento de todos los instrumentos\nregulatorios requeridos para asegurar la\ncalidad, confiabilidad y seguridad, así como para la integración eficiente,\nsegura y sostenible de los recursos energéticos distribuidos; y para fijar las\nrespectivas tarifas. \n\nIV.          \nQue\nen el caso que nos ocupa, los procedimientos técnicos a los que se refiere el\nartículo 6 inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10.086, están asociados con\nla correcta aplicación del marco regulatorio relacionado con los recursos\nenergéticos distribuidos a partir de fuentes renovables. Dicho marco\nregulatorio se compone, según ha dispuesto la Ley N° 10086, por una serie de\ninstrumentos regulatorios, todos los cuales están en proceso de elaboración por\nparte de la Aresep, a la luz de los transitorios dispuestos en ese mismo cuerpo\nnormativo. \n\nV.           \nQue\nel Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en su artículo 6,\nincisos 14) y 16) en complemento del artículo 53 de la Ley N° 7593, ha definido\nque sea la Junta Directiva de la Aresep, la que proceda con la aprobación de\nlas metodologías tarifarias y los reglamentos técnicos que se requieran para la\ncorrecta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos\nestablecidos en la ley. \n\nVI.          \nQue\nla Ley N° 7593 y el RIOF, no señalan la totalidad de los posibles cuerpos\nnormativos que emite la Aresep, igualmente, a los que no se indican se les debe\ndar el mismo trato que a los mencionados, pues de la misma forma, se requieren\npara la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos\nestablecidos en la ley. \n\nVII.         \nQue,\nde la interpretación armónica de las normas indicadas, dentro de un marco de\nrazonabilidad y lógica, se desprende del espíritu de éstas, que le corresponde\nla aprobación de tales procedimientos a la Junta Directiva de la Aresep, en\naplicación del principio del paralelismo de las formas (derivado del artículo 7\nde la Ley General de la Administración Pública) que rige en el Derecho\nAdministrativo, al ser instrumentos de alcance general, que afectan a una\npluralidad de actores.\n\nVIII.       \nQue\ndel informe IN-0019-CDR-2023, citado, y que sirve de base para la presente\nresolución, conviene extraer lo siguiente: \n\n[.] \n\n \n\n3. JUSTIFICACIÓN \n\nLa alta penetración de energías renovables\nvariables en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como evolución\ntecnológica de los recursos energéticos distribuidos y su acelerada\nincorporación a la red eléctrica nacional desde 2015 a la fecha, en\nespecial de sistemas de generación distribuida\npredominantemente fotovoltaicos, hace pertinente la definición de un\nprocedimiento de capacidad de penetración segura de energías renovables\nvariables en SEN.  \n\nEste instrumento responde también al\ncumplimiento de lo dispuesto en la Ley No.  10086, en su artículo 6,\ninciso f) punto ii), en el cual el legislador definió a la Autoridad\nReguladora de los Servicio Públicos (Aresep) la función de elaborar\nel instrumento regulatorio que deberá aplicar el Operador del Sistema para\ndeterminar la capacidad de penetración segura de renovables al\nSEN.  \n\n3.1. Matriz eléctrica de Costa Rica \n\nEn Costa Rica, entre 2015 y 2021 den\npromedio el 99% de la energía producida proviene de fuentes renovables,\nnuestro país es pionero en la incorporación de las energías renovables en\nla matriz eléctrica. Costa Rica exhibe una matriz eléctrica proveniente de\nrecursos limpios como el hídrico, geotérmico, eólico, solar y la biomasa;\njunto a una parte de generación térmica. \n\nEl primer parque eólico del país,\ndenominado Plantas Eólicas SA (PESA), empezó su operación en 1996 siendo\nla primera central eólica de gran tamaño y de energías renovables\nvariables en Latinoamérica. Inicialmente, este parque contaba con\n58 turbinas de 20 metros de altura y una capacidad total de 23 MW. \n\nEn las últimas décadas se han acoplado\nal SEN, varias plantas de generación renovables, especialmente de fuentes\nvariables como la eólica y solar. Estos cambios pueden observarse en la\nsiguiente figura, la potencia instalada referente a hidro creció en 42%\ncon 145 unidades, la eólica en 194% con 276 unidades y la solar pasó de 0\nkW en 2011 a 1000 kW en 2021 con 10 unidades.\n\nLa capacidad instalada\ncuya fuente es eólica o solar para el año 2016 representaba 5% de la\nmatriz eléctrica, cifra que se duplicó en diez años alcanzando el 11,2%\nen 2021 (cuadro 1). \n\n \n\nCuadro 1. Distribución porcentual de\nla potencia instalada de placa a diciembre de 2011, 2016 y 2021\n\nLa producción de energía para algunas fuentes se\npresenta en la figura 2, los mayores incrementos se presentan en la\nenergía solar (2953,3% entre 2012 y 2021)  y la eólica (197,8%); por su\nparte la producción por medio de bagazo experimentó  una disminución de\n17,5% y la hidro creció en 14,2%. \n\n \n\n3.2. Evolución de la generación\ndistribuida \n\nEn años recientes, se han estado integrando a\nlas redes de distribución numerosos sistemas de generación distribuida,\npredominantemente fotovoltaicos. En la figura 3 se observa la tendencia\ncreciente en la capacidad instalada de generación distribuida para los\naños 2020 y 2021.\n\nPara diciembre de 2021 se contaba con 66.888 kW\nde capacidad instalada en generación distribuida, el 97% de esta\ncorresponde a sistemas fotovoltaicos, 1,5% a biomasa y el 1,5% restante a\nhidro. El 55,6% de la capacidad instalada se encuentra asociada a la CNFL,\nmientras que en Cooperalfaroruiz es donde\nse registra la menor cantidad de generadores distribuidos y de capacidad\ninstalada (Cuadro\n2). \n\nPor otra parte, el promedio de capacidad\ninstalada difiere por empresa, por ejemplo, en Coopeguanacaste\nse registra la menor capacidad instalada promedio (15,17 kW por generador\ndistribuido), mientras que en Coopelesca se registra\nel mayor promedio, 60,78 kW por generador distribuido. \n\n \n\nEn el estudio\n\"Global photovoltaic power\npotential by country\"1\ndel Banco Mundial, elaborado en junio del 2020 se hizo una comparación\nentre países empleando datos del Global Solar Atlas (GSA). Como parte de\nlos resultados de dicho trabajo se dispone del siguiente mapa del recurso\nsolar en el cual se detalla el potencial eléctrico fotovoltaico del país.\nEn el mapa se presenta con colores más intensos las zonas con mayor\npotencial eléctrico fotovoltaico, sobresale la costa del Pacífico como la\nde mayor potencial, sobre todo en la provincia guanacasteca. \n\n \n\n1 https://documents1.worldbank.org/curated/en/466331592817725242/pdf/Global-Photovoltaic-Power-\nPotential-by-\n\nCountry.pdf\n\n \n\n \n\nEn dicha fuente de información se indica:\n\"Finalmente, países en el rango medio entre 3.5 y 4.5 kWh/kWp corresponden al 71%\nde la población mundial. Esto  incluye cinco de los seis países más\npoblados del mundo (China, India, EEUU,  Indonesia, y Brasil) y 100 otros\npaíses (Canada, el resto de Latinoamérica, al sur\nde Europa, y países africanos alrededor del Golfo de Guinea, así como Asia\ncentral y  sudeste)\".2 \n\n2 Interpretación propia a partir del texto original: \"Finally, countries in the favorable middle\nrango between 3.5 and 4.5 kWh/kWp account for 71% of the global population. These include five of\nthe six most populous countries (China, India, the United States, Indonesia, and Brazil) and 100\nothers (Canada, the rest of Latin America, southern Europe, and African countries around the Gulf of\nGuinea, as well as central and southeast Asia).\"\n\nTambién, se dispone de información para cada país,\nen la figura 5 se presenta los  datos para Costa Rica. En el territorio\nnacional la media práctica promedio (nivel 1)  es de 4.093 kWh/kWp3,\ncon lo cual Costa Rica se posiciona en el lugar 129 a nivel  mundial, es\ndecir, al ser comparando con el resto de los países respecto al recurso \nsolar nuestro país se ubica en el rango medio de potencial eléctrico\nfotovoltaico. \n\n3 Interpretación\npropia del texto original: \"Average practical potential, level 1 / rank 4.093 kWh/kWp /129\"\n\n \n\n \n\nParticularmente dentro del país, grosso modo, el\nmayor recurso solar ocurre en la región noroeste y la vertiente pacífica,\njunto a unas pequeñas regiones en la parte central del país; el potencial\nmedio se ubica en la región Caribe Norte y los valores mínimos se\npresentan en el Sistema Montañoso Central. \n\nEn cuanto a la viabilidad económica de la generación distribuida, en un estudio de la Universidad de\nCosta Rica4 se determinó que la generación distribuida para autoconsumo es más rentable para\nabonados productores residenciales cuyo consumo mensual se encuentra entre 200 kWh y 1500 kWh, en\neste caso se amortizaría la inversión en alrededor de diez años. Por otra parte, para abonados\nproductores con consumo mensual inferior a 200 kWh el periodo de amortización de la inversión\nrealizada es de 30 años (suponiendo tarifas y precios actuales).\n\n4 Universidad de\nCosta Rica, Escuela de Ingeniería Eléctrica. (2015). Análisis\nTécnico-Financiero de la Generación Distribuida en la CNFL. San José, Costa\nRica: Universidad de Costa Rica, Escuela de Ingeniería Eléctrica.\n\nEn el caso de los abonados productores sujetos a\nlas tarifas industriales y media tensión, se estima en dicho estudio que\nla recuperación de la inversión se alcanza en alrededor de 15 años para\nclientes con consumo eléctrico mensual menor a 3000 kWh, lo cual resulta\nen un incentivo al autoconsumo para estar por debajo del límite de los\n3000 kWh. \n\nCabe señalar que, según el modelo de asignación\nde capacidad óptima de generación fotovoltaica (maximiza la rentabilidad\ndel generador) y una probabilidad de instalación para cada cliente de CNFL\npara la cual se realizó el estudio, la mayor probabilidad de instalación\nde sistemas fotovoltaicos se presenta en los cantones con mayor nivel de\ndesarrollo. \n\n \n\n4. MARCO LEGAL \n\nEl\nestablecimiento de instrumentos regulatorios como el propuesto en\neste documento, tiene sustento en las potestades exclusivas y excluyentes\nque tiene definida por ley la Aresep, que se citan a continuación. \n\n4.1. Sobre la regulación del servicio de suministro de energía\neléctrica en Costa Rica \n\nTratándose del sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes  nacionales\nreferentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes,  corresponde a la Secretaría de\nPlanificación Subsectorial de Energía (SEPSE),  perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía\n(MINAE), ente que elabora el  Plan Nacional de Energía -PNE), - (actualmente, rige el VII Plan\nNacional de Energía  2015-2030), y el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con\nel  Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*), a los cuales está sujeta la\nARESEP, según  dispone el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley de la ARESEP. \n\n(*)(Nota\nde Sinalevi: Así modificada su denominación por el\ninciso a) del artículo 43 del Reglamento para la\nImplementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del\nSistema Nacional de Inversión Pública, aprobado mediante decreto ejecutivo N°\n45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba \"Plan Nacional de Desarrollo (PND)\")\n\nTal y\ncomo se indicó en la sección precedente, la labor de regulación del servicio de suministro\nde energía eléctrica en todas sus etapas está a cargo de la ARESEP, según se\nindicó, en el artículo 5.a) la Ley Nº 7593. La prestación de este\nservicio público, como cualquier otro, amerita por parte de la ARESEP, la\nfijación de tarifas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las\nmetodologías que se establezcan al efecto.\n\n \n\nEn cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, la\nARESEP debe realizar su labor también con vista en el \"Reglamento\nSectorial de Servicios Eléctricos\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que\ndispone lo siguiente: \n\n\"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento define y\ndescribe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio\neléctrico, en condiciones normales de explotación.\" \n\nSu\naplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se\nencuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo\nrégimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes. \n\nLas\ncondiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial\no totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio,\nsuscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, previa autorización de\nla Autoridad Reguladora, siempre y cuando no se afecten las condiciones del\nservicio a terceros. \n\n\"Artículo 2°. Objeto. El presente Reglamento define y dispone\nlas condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del\nservicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en\nlas áreas técnicas y económicas.\" \n\nAsimismo,\nel \"Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de\nSuministro de Energía Eléctrica\" (Decreto 30065-MINAE)\nestablece: \n\n\"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer\nlos requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación\ndel servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia\ncon los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley Nº 7593 \n\n(...). \n\nArtículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el\notorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución\ny comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes\namparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas\npor la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley N.º\n7593.\" \n\nAhora\nbien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios\ny elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y\nla comercialización de la energía eléctrica.\n\n \n\nDependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de\nsuministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos\nparticipantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las tarifas\nrespectivas. \n\n \n\nResulta importante mencionar, que la PGR, en el dictamen\nC-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de\ntarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en\ntodas sus etapas. Cita en lo de interés: \n\n\"(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de\ngeneración, transmisión, distribución y comercialización es un servicio\npúblico. Debido a esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley\nN.º 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía\neléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y\ncomercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la\ncompetencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su\ngeneración hasta su comercialización (...)\". \n\nEn\nesa línea, se debe indicar que la generación distribuida en cuanto a la\nmedición  neta sencilla fue delimitada por lo establecido en el dictamen\nde la PGR C-165-2015  y el Decreto Ejecutivo N.º 39220- MINAE,\n\"Reglamento Generación Distribuida para  Autoconsumo con Fuentes\nRenovables Modelo de Contratación Medición neta  sencilla\"; reglamento\nque fue derogado en su totalidad por el Decreto 43879-MINAE \"Reglamento a\nLa Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos  Distribuidos a\npartir de Fuentes Renovables, N°10086 del siete de enero del 2022\", \nen su artículo 29; publicado por el Poder Ejecutivo en Alcance N° 17 de la\nGaceta  N° 18 del 01 de febrero de 2023. \n\n \n\n4.2. Sobre la\ncompetencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\n\n \n\nLa Aresep es una\ninstitución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que\nejerce la regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley N.º 7593,\no bien, de aquellos servicios a los cuales el legislador defina como\ntal (artículos 188 y 189 de la Constitución Política y artículo 1 de la\nLey N.º 7593).  Concretamente, esta Ley establece, en su artículo 5.a, que\nel servicio eléctrico, en todas sus etapas, constituye un servicio público\nregulado.\n\n \n\nEl numeral 3.a) de la\nLey N.º 7593, define el servicio público, como el que por su importancia\npara el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la Asamblea Legislativa,\ncon el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley. \n\n \n\nEl artículo 4 de la Ley\nN.º 7593, dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros:\n\"c) Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad\ncon lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular\ny velar porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) f)\nEjercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios\npúblicos.\" \n\n \n\nLo anterior, es acorde\ncon lo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos,\nDecreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC, norma que define y describe las\ncondiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico,\nque establece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y\ndispone en sus artículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los\ncuales se regulará y evaluará la prestación del servicio a los abonados y\nusuarios serán: a. La calidad del voltaje y frecuencia de la energía\nservida; b. La continuidad y confiabilidad en el suministro de la energía\ny c. La calidad y oportunidad de la prestación del servicio. \n\n \n\nTal y como se indicó, la\nLey N.º 7593, le otorgó a la Aresep, facultades suficientes para ejercer\nla regulación de los servicios públicos que se brindan en el país, incluidos\nlos de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,\ntransmisión, distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de\nla Ley N.º 7593. \n\n \n\nEl artículo 6.d) de la Ley\nN.º 7593, establece como obligación de la Aresep \"(...) fijar  las\ntarifas y los precios de conformidad con los estudios técnicos'', en relación\ncon  lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo\ncuerpo legal,  mediante los cuales se fijan los parámetros, criterios y\nelementos centrales para la  fijación de tarifas conforme al principio de\nservicio al costo, obligación reiterada en  el artículo 4.a).2) del\nReglamento a la Ley N.º 7593, Decreto 29732-MP. \n\n \n\nEl artículo 9 de la Ley N.º\n7593, dispone que, para ser prestador de los servicios públicos, a que se\nrefiere dicha ley, deberá obtenerse la respectiva concesión o el permiso\ndel ente público competente en la materia, según lo dispuesto en el\nartículo 5 de la Ley 7593. Se exceptúan de esta obligación las\ninstituciones y empresas públicas que, por mandato legal, prestan\ncualquiera de estos servicios. Sin embargo, todos los prestadores estarán\nsometidos a la Ley 7593 y sus reglamentos.  \n\n \n\nAsimismo, dispone que\nningún prestador de un servicio público de los descritos en el artículo 5\nde esta Ley, podrá prestar el servicio, si no cuenta con una tarifa o\nun precio previamente fijado por la Aresep.\n\n \n\nPor otro lado, el\nartículo 14 de la ley de la Aresep establece que son obligaciones de los\nprestadores:  \n\n \n\n\"a) Cumplir con las\ndisposiciones que dicte la Autoridad Reguladora en materia de prestación\ndel servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y los reglamentos\nrespectivos. \n\nb) (.) \n\nc) Suministrar\noportunamente, a la Autoridad Reguladora, la información que les solicite,\nrelativa a la prestación del servicio. \n\n(.)\" \n\n \n\nEn esa línea, le\ncorresponde a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios\npúblicos que regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley N.º\n7593, remite al artículo 25 ibidem, el cual establece que la Aresep emitirá y\npublicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de\ncalidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima,\ncon que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los\nestándares específicos existentes en el país o en el extranjero, para cada\ncaso.\n\n \n\nNormas, que deben\nconcordarse con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Decreto Ejecutivo\n29847-MP-MINAE-MEIC, los cuales disponen en lo de interés:\n\n\"Artículo\n32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de\nla prestación del servicio. \n\nLa Autoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes\nservicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el\ncumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para ello\nempleará: \n\na. La información que se solicita a las empresas\nreguladas, según el artículo 24 de la Ley N.º 7593. \n\nb. Cumplimiento de la normativa vigente. \n\nc. Las disposiciones\ntarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el Organismo\nRegulador. \n\nd. Los indicadores de\nservicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que el Organismo\nRegulador establezca como de cumplimiento obligatorio. \n\ne. Cualquier otra\ninformación que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para\ncumplir con sus funciones.\"\n\n\"Artículo 34.-Emisión de normas técnicas y\neconómicas. \n\nLa Autoridad Reguladora,\nde conformidad con lo estipulado en la Ley N.º 7593  y previa consulta y\ncoordinación con las empresas eléctricas, emitirá las  normas bajo las\ncuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los  factores de\nregulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal  manera que\nse logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad  de\nlas inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del \nmejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación.\" \n(Subrayado es nuestro). \n\n\"Artículo 41.-Responsabilidad de la\nAutoridad Reguladora. \n\nComo parte de las\nresponsabilidades y potestades que le asigna la Ley N.º 7593 a la Autoridad\nReguladora, ésta será responsable de: \n\na. Promulgar las normas técnicas\ny económicas para la debida prestación del servicio. \n\nb. Evaluar, regular y\nfiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este reglamento y\nde las normas correspondientes. \n\nc. Aplicar las sanciones\nestipuladas en la Ley N.º 7593 y su Reglamento.\" \n\n\"Articulo\n42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas\nde este reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la\nAutoridad Reguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley\nN.º 7593 y leyes conexas.\" \n\n \n\nDe esas normas, se puede\nextraer, que la Aresep, tiene la competencia exclusiva y excluyente, para\nla regulación de los servicios públicos indicados en la Ley N.º 7593,\ncompetencia que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según\nlo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la Administración\nPública (LGAP). \n\n \n\nEn ese sentido, definir\ny establecer las metodologías o modelos tarifarios, fijar las tarifas de\nlos servicios públicos sometidos a su regulación, los procedimientos\ny normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios\npúblicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la\nAresep. \n\n \n\nRatificando lo anterior,\nla Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N°\n001687-F-S1- 2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep,\nque \"la Autoridad Reguladora se constituye en la autoridad pública que,\nmediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados (...).\nSus potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los\nparámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el interés\ndel operador y de los usuarios\". \n\n \n\nAhora bien, tal y como\nse indicó anteriormente, la Aresep, tiene competencias exclusivas y\nexcluyentes para fijar tarifas, establecer las metodologías, procedimientos y\nnormas técnicas, y en ese ejercicio debe considerarse lo dispuesto en la\nLey N.º 7593 ya analizada. \n\n \n\nEn este sentido, dichos\ninstrumentos regulatorios, deben ajustarse a la realidad de la prestación\ndel servicio público de que se trate, conforme a criterios fácticos, técnicos,\ncientíficos o jurídicos en cumplimiento del interés público, para lo cual,\nla Aresep ostenta facultades técnicas exclusivas y excluyentes. \n\n \n\nPara ejercer estas\ncompetencias, la Aresep debe siempre estar ajustada a que todas sus\nactuaciones deben dictarse apegadas a las reglas unívocas de la ciencia y\nla técnica, tal y como lo señala el artículo 16 de la Ley General de la\nAdministración Pública, Ley N.º 6227: \n\n\"(.) \n\nArtículo 16.- \n\n1. En ningún caso podrán\ndictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a\nprincipios elementales de justicia, lógica o conveniencia. \n\n2. El Juez podrá\ncontrolar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos discrecionales\ndel acto, como si ejerciera contralor de legalidad. \n\n(.)\" \n\n \n\nAhora bien, de\nconformidad con lo dispuesto en la Ley No. 10086, en su artículo 6, inciso f)\npunto ii), en el cual el legislador definió a la Aresep la función de\nelaborar el instrumento regulatorio que deberá aplicar el Operador del\nSistema para determinar la capacidad de penetración segura de renovables\nal SEN. Dicha Ley se estará analizando en el punto siguiente. \n\n \n\nDe tal manera, la Aresep\ntiene amplias potestades para establecer y utilizar los instrumentos\nregulatorios que considere convenientes, en tanto se respete,\nla razonabilidad, proporcionalidad, las reglas de la ciencia y técnica o\nde los principios elementales de justicia, lógica o conveniencia\n(artículos 119 del Código Procesal Contencioso Administrativo en\nconcordancia con los artículos 15, 16, 158 inciso 4 y 160 de la LGAP).\n\n \n\nAunado a lo anterior,\nresulta necesario hacer referencia sobre el tema de la  discrecionalidad\ntécnica de la Aresep, para elaborar, definir y establecer los \ninstrumentos regulatorios, y las competencias exclusivas y excluyentes de\néstos,  entre otras cosas, para determinar los procedimientos y normas\ntécnicas que le  permitan ejercer su función regulatoria, ello de\nconformidad con los artículos: 4, 5  inciso f); 6, 31; 53 inciso n); todos\nde la Ley N.º 7593, así como el artículo 6 inciso  16) del Reglamento\nInterno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF). Así las cosas, la discrecionalidad\nes para elegir en una primera etapa los instrumentos técnicos que\ncorrespondan, que serán los que se aplicarán en un segundo momento después de\nsu formalización, etapa en la que opera una reducción de la discrecionalidad de\nla Aresep. \n\n \n\nAhora bien, el\ninstrumento regulatorio acá propuesto es específicamente uno de\nlos procedimientos técnicos que servirán de guía metodológica y que\nincluirían criterios, para que a quienes les alcance puedan valorar la\ncapacidad de penetración que se menciona en el punto ii) del inciso f) del\nartículo 6 de la Ley N.º 10086. Por lo que se concluye que se trataría de\nun procedimiento técnico y no de modelos o metodologías tarifarias. \n\n \n\nPor su parte, también es\nnecesario observar que el inciso c) de ese mismo artículo, hacer referencia a\nla formulación y revisión de reglamentación técnica, según se dispone del\nartículo 25 de la Ley N.º 7593. Dicho artículo dispone: \n\n\"Artículo 25.- Reglamentación \n\nLa autoridad reguladora\nemitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las\ncondiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y\nprestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos,\nconforme a los estándares específicos existentes en El País o en\nel extranjero, para cada caso.\" \n\n \n\nEntendida, en términos\ngenerales, la reglamentación como un conjunto de normas o reglas, deben\nconsiderarse que en el caso del artículo 25 transcrito, la reglamentación refiere\na un conjunto de reglas o normas asociadas a las condiciones de calidad,\ncantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, que\ndefina la Aresep a fin de que nadie pueda prestación de los servicios\npúblicos. \n\n \n\nSegún dispuso el CDR en\nel oficio OF-0175-CDR-2022, del 1 de junio del 2022, Los procedimientos\ntécnicos que se mencionan, tendrían una función de guía metodológica a\npartir de diversos criterios, lo que muestra que no se\ntrataría específicamente de un reglamento técnico, en el cual se\nestablezcan reglas y normas asociadas a las condiciones de prestación del\nservicio público (calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y\nprestación óptima). \n\n \n\nEste procedimiento\npropuesto involucra aspectos técnicos que son dinámicos,  es decir que\npueden cambiar de manera constante en el corto plazo, siendo  el\nprocedimiento un instrumento idóneo para la estipulación de éstos\naspectos  técnicos pues su aprobación, por su naturaleza, se realiza a\ntravés de un proceso de  consulta pública, contemplando siempre la\nimportante participación de los  interesados y el análisis de sus\nposiciones, en cumplimiento del artículo 365 de la  Ley General de la\nAdministración Pública (LGAP).  \n\n4.3. Ley N° 10086 \"Ley para la promoción y\nregulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes\nrenovables\"  \n\n \n\nLa ley tiene como\nobjetivo establecer las condiciones necesarias para promover y regular,\nbajo un régimen especial de integración eficiente, segura y sostenible,\nlas actividades relacionadas con el acceso, la instalación, la conexión,\nla interacción y el control de recursos energéticos distribuidos basados\nen fuentes de energía renovables. (Ley N° 10086, Artículo 1).  \n\n \n\nEn cuanto a su alcance,\nla Ley N° 10086 es aplicable a todo abonado, generador distribuidor,\npersona física o jurídica que posee u opera DER, empresas distribuidoras y\ndemás participantes del SEN, el MINAE, la Aresep y operador del sistema.\n(Ley N° 10086, Artículo 3).  \n\n \n\nAsimismo, se establece\nen lo conducente en el artículo 6 de la Ley N° 10086 que, son funciones de la\nAresep:  \n\n(.) \n\na) Dictar, aprobar, y fiscalizar el cumplimiento\nde todos los instrumentos regulatorios requeridos para asegurar la calidad,\nconfiabilidad y seguridad, así como para la integración eficiente, segura y\nsostenible de los recursos energéticos distribuidos y los servicios auxiliares\nque estos puedan prestar, según lo dispuesto en la presente ley, en estricto\napego a los principios regulatorios que orientan el proceso de regulación\neconómica y de la calidad de servicio público relacionado con el suministro de\nenergía eléctrica, en las etapas de generación, transmisión, distribución y\ncomercialización. \n\nb) Fijar las tarifas que\nsean necesarias para la adecuada integración de los recursos energéticos\ndistribuidos que se interconecten a las redes del SEN, según lo dispuesto en la\npresente ley, para el óptimo desarrollo de la energía eléctrica en Costa Rica y\nel mayor interés público la fijación tarifaría debe garantizar que no se creen\nsubsidios o cargas económicas en favor de aquellos usuarios que posean o\ninstalen recursos energéticos distribuidos y en detrimento de abonados y\nparticipantes del SEN, atendiendo las buenas  prácticas de la contabilidad\nregulatoria, debiendo separarse los cargos de los  recursos energéticos\ndistribuidos de las empresas distribuidoras por costos  fijos y costos\nvariables del SEN. \n\nLas tarifas para la\nintegración y operación de los recursos energéticos distribuidos deben\nconsiderar el costo de los servicios auxiliares y respaldo que brinda el\nSEN, la disponibilidad de la red, los costos de interconexión y acceso,\nlos peajes de distribución y transmisión, los costos e inversiones en\nla red, así como cualquier otro que la ARESEP establezca mediante\nel instrumento regulatorio aplicable al efecto. \n\nc) Dictar el instrumento\nregulatorio aplicable que fije el precio de compra de excedentes entre las\nempresas distribuidoras; así como entre las empresas distribuidoras y el generador\ndistribuido, así como de prestación de servicios auxiliares, definidos en el\nartículo 12 de la presente ley. \n\n(.) \n\nf) Definir y formalizar el instrumento\nregulatorio requerido para la elaboración de estudios que deberán\naplicar: \n\ni) Las empresas distribuidoras para determinar\nla capacidad de penetración de los distintos recursos energéticos distribuidos\npor circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del\nSEN. \n\nii) El OS para\ndeterminar la capacidad de penetración segura de generación que utiliza fuentes\nrenovables en el SEN. \n\ng) Dictar el instrumento\nregulatorio para habilitar la integración de los recursos energéticos\ndistribuidos al SEN. \n\n(.) \n\nm) Dictar y aplicar los\ninstrumentos regulatorios necesarios para regular los servicios de interés\ngeneral vinculante; al servicio público establecidos en la presente ley, así\ncomo definir los requisitos y las condiciones para otorgar la habilitación de\nestos; los cuales estaré-'m sujetos a las obligaciones de servicio público\ntales como (i) calidad, (ii) cantidad, (iii) confiabilidad, (iv) continuidad,\n(v) oportunidad, (vi) seguridad, (vii) tarifas, (viii) garantías de acceso al\nservicio, (ix) prestación óptima, (x) suministro de información. \n\n(.)\" \n\n \n\nComo se puede observar\nla Ley N° 10086, dispone que la Aresep ejerza al amparo de sus\ncompetencias, la regulación de los servicios de interés general (que\nasí corresponda), aunque no se traten de servicios públicos en el sentido\nestricto, tomando en consideración que conforme al artículo 6 de dicha ley, la\nAresep debe ejercer dichas funciones. \n\n \n\nAhora bien, sobre los\nservicios de interés general, de conformidad con el artículo 2 inciso s)\nde la Ley N° 10086, se indica lo siguiente:  \n\n\". servicios o actividades\neconómicas accesorias o complementarias vinculados al servicio público de\nsuministro de energía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de\ninterés general sujetas a obligaciones específicas de servicio público\ntécnico, financiero y contable que establezca la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos, en el marco de la presente ley.\" \n\n \n\nSe desprende de lo\nanterior, que los servicios de interés general como lo es la compra-venta\nde excedentes de energía eléctrica producto de la generación distribuida\npara autoconsumo, no son servicios públicos en sí mismos, pero\npueden estar directamente vinculados a un servicio público, el de\nsuministro de la energía eléctrica en todas sus etapas, lo que implica que\npodrían coadyuvar en la satisfacción del interés general. \n\n \n\nTal y como lo analizó la\nDirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria de la  Aresep (DGAJR)\nmediante el oficio OF-0045-DGAJR-2022 -el cual analizó la  implicaciones\nsobre el pago del canon de regulación a favor de la ARESEP-, y de lo  cual\nesta Fuerza de Tarea coincide, la ley 10086, estableció que los servicios\nde  interés general son servicios o actividades económicas accesorias\no  complementarias vinculadas a un servicio público expresamente regulado\npor la  Aresep, de forma que, se podrían encontrar íntimamente asociadas a\ndicha  regulación, lo que implica que, a fin de prever una prestación\nadecuada de dicho  servicio público, su regulación se debe extender a los\nservicios vinculados a éste,  de manera que se verifique que efectivamente\nse interrelacionan a la red eléctrica,  colaborando y permitiendo una\nprestación conforme a la Ley N° 7593. \n\n \n\nSi bien los servicios de\ninterés general, como en el caso que nos ocupa, no necesariamente se\nencuentran automáticamente regulados por la Aresep, pasan a  formar parte\nde dicho ámbito de regulación (en aplicación de la Ley N° 10086 y N° \n7593), en el tanto, efectivamente se encuentren interactuando con la red\neléctrica.  Es decir, debe considerarse que los servicios de interés general\nse asocian al  servicio de suministro de energía eléctrica y por ende, al\námbito de la regulación, en  el momento en que se interconectan con el\nSEN, sea entregando o no excedentes  a la red (incisos k y m) del artículo\n2 de la Ley N° 10086), pues dicha interconexión,  implica que se es parte\nde la red eléctrica, lo que claramente, puede tener  implicaciones sobre\nla operación y funcionamiento de ésta.\n\n \n\nDe lo anterior, se puede\nconcluir que, los servicios de interés general (dispuestos en artículo\n11), entre otros la venta de excedentes de energía eléctrica producto de\nla generación distribuida para autoconsumo, la Ley N° 10086 dispone en su\nartículo 6, las funciones que le corresponde efectuar a la Aresep.  \n\n \n\nDichas funciones\nreflejan en conjunto el ejercicio de todas las potestades que se le han\nasignado a la Aresep mediante la Ley N° 7593, fiscalización, normativa,\ntarifaria y sancionadora, de modo que, el legislador está disponiendo que\neste Ente Regulador, le debe dar a dichos servicios un trato regulatorio\ncon la misma amplitud que a los servicios públicos definidos en el\nartículo 5 de la Ley N° 7593. Lo anterior, en el entendido de que, dichos\nservicios de interés general efectivamente tengan una operación que\ninteractúa con la red eléctrica. \n\n4.4. Reglamento a la ley\nde promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de\nfuentes renovables (Decreto N° 43879-MINAE) \n\nEl decreto ejecutivo N.º\n43879-MINAE publicado en el Alcance N.º 17 de La Gaceta N.º 18 del primero de\nfebrero 2023, derogó el decreto 39220 aprobado para introducir y regular la\ngeneración eléctrica distribuida en Costa Rica.\n\n \n\nEl decreto 43879 MINAE se justifica en base a los considerandos que se mantiene  en vigencia un plan\nnacional de descarbonización para sustituir los derivados del  petróleo por energía eléctrica, y que\nlos recursos energéticos constituyen factores  esenciales y estratégicos para el desarrollo socio\neconómico y sostenible del país,  por lo que es indispensable planificar su desarrollo a fin de\nasegurar el  abastecimiento oportuno y eficiente de electricidad, y de esta forma generar una\n estrategia de gestión que le permita a los entes del estado relacionados con la  actividad\nenergética, la participación y alianza con los sectores de la sociedad, y así, reducir la\nvulnerabilidad de nuestra economía a factores externos. \n\n \n\nAsí\npues, de conformidad con el artículo 1 del decreto 43879 MINAE, se establece el objetivo de\nesta norma, en el cual se indica lo siguiente: \n\nArtículo 1. Objetivo. El\nobjetivo del presente reglamento, es regular en complemento con la ley\n10086 la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que\ninteractúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades que\nindica la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad,\nseguridad y sostenibilidad que se encuentran en las reglamentaciones\ndictadas por el MINAE y ARESEP.  \n\n \n\nEn el artículo 3 de dicho cuerpo normativo dispone es de aplicación obligatoria para todos los\nabonados, generadores distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen, diseñen,\nensamblen, instalen, conecten, integren, controlen un recurso de energía renovable, ya sea para uso\nen las instalaciones de los usuarios  finales o para ser interconectados al sistema nacional\neléctrico así como a las  empresas eléctricas cuando sus DER o dispositivos de energía renovable\nsean  interconectados al SEN, en sus diferentes modalidades y servicios auxiliares  asociados a ser\ndefinidos por la ARESEP. \n\n \n\nEs de suma importancia el decreto por cuanto no solo regula a los abonados eléctricos y a las\nempresas distribuidoras, sino que también a las personas físicas o jurídicas involucradas con el\nensamble, integración e instalación de los dispositivos o equipos conocidos de ahora en adelante\ncomo DERs. \n\n \n\n4.5. Norma Técnica de Planeación, Operación y\nAcceso, al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN) \n\n \n\nLa primera versión de\nesta norma técnica se publicó en el Alcance N.º 12 de La  Gaceta N.º 69\ndel 8 de abril de 2014, cuyo propósito es definir un marco regulatorio \nque articule el SEN en su totalidad y su última actualización fue realizada por\nla  Junta Directiva mediante resolución RJD-030-2016 publicada en el\nAlcance N.º 25  a La Gaceta N.º 37 del 23 de febrero de 2016, con el fin\nde atender lo dictaminado  por la PGR en su Dictamen C-165-2015 del 25 de\njunio de 2015, donde concluyó  que la generación distribuida con fuentes\nrenovables para autoconsumo, en su  modalidad de neteo\nsimple, no constituye un servicio público, por ser actividad  realizada\npor los abonados a efecto de cubrir sus propias necesidades de energía \neléctrica, mediante la aplicación de tecnologías disponibles de generación\neléctrica para autoconsumo y que son instaladas por iniciativa\npropia.  \n\n \n\nAsimismo, al no haberse\npromulgado en aquel momento la Ley N.º 10086, la PGR concluyó en entonces\nque la medición neta completa debía ser considerada dentro de la\nprestación de servicio público sujeta a lo dispuesto en la Ley N. 7200 y la Ley de\nla ARESEP. Por lo que la generación distribuida con venta de excedentes\nrequería concesión de servicio público, conforme lo dispuesto en\nlas citadas Leyes y sus reformas.  \n\n \n\nAl analizar la última\nversión vigente de la AR-NT-POASEN, se señala que en lo  relativo a\nGeneración Distribuida se contemplan aspectos que regulan la relación \nempresa distribuidora y productores consumidores y las modalidades de\ngeneración  distribuida para autoconsumo con fuentes renovables\ninterconectadas a la red, así  como cumplimiento de normativa técnica en\nmateria de distribución, para que la  conexión de estos elementos no vaya\na ocasionar afectación al sistema de distribución eléctrica, siendo sujeta de\nrevisión de la normativa técnica vigente a  partir de la entrada en vigor\nde la Ley N.º 10086. \n\n \n\n4.6. Norma Técnica de Supervisión de la\ncomercialización del suministro eléctrico en baja y media tensión\n(AR-NT-SUCOM)  \n\n \n\nEsta norma técnica\nresulta importante debido a que define entre otros aspectos\nlas condiciones técnicas, comerciales y contractuales entre el abonado\nproductor y la empresa distribuidora. Según esta norma, todo aquel abonado\nque desee generar su propia electricidad deberá suscribir un contrato con\nla empresa distribuidora de servicio eléctrico, así lo estipula el\ncapítulo XVI en su artículo 127: \"Cualquier abonado o usuario actual\no futuro, puede constituirse como abonado o usuario productor, mediante la\nfirma de un 'Contrato de interconexión para abonados\nproductores\". \n\n \n\nEs importante destacar\nque el MINAE, con el objetivo de homologar elementos contractuales entre\nlas partes (abonado productor y empresa distribuidora), definió un\ncontrato tipo para el servicio de interconexión. Esto brinda cierta seguridad\nal abonado, en el sentido de que los elementos descritos en el contrato\nson avalados por el ente rector.  \n\n \n\nAsimismo, el abonado\nproductor deberá cancelar lo correspondiente al costo por acceso e\ninterconexión a la red de distribución, al respecto el artículo 133 dicta:\n\"El abonado-productor deberá cancelar mensualmente a la\nempresa eléctrica el costo de acceso e interconexión a la red de\ndistribución, según lo establezca la Autoridad\nReguladora\".  \n\n \n\nAdemás, el abonado\nproductor deberá de cancelar en su facturación los cargos relacionados con\nel alumbrado público, según se indica en el artículo 135:  \n\n \n\n\"Los productores\nconsumidores pagarán el alumbrado público sobre el total de la energía\nretirada de la red, la cual se entenderá como la sumatoria de la  energía\nretirada del consumo diferido asociado a la generación para  autoconsumo\nen su modalidad contractual medición neta sencilla y la energía  vendida\npor la empresa distribuidora.\" \n\n \n\nEn resumen, la norma\ntécnica AR-NT-SUCOM regula elementos técnicos ingenieriles de calidad del suministro\neléctrico. Además, establece los aspectos comerciales y contractuales\nentre los distintos tipos de abonados (incluyendo el abonado productor)\ncon las empresas distribuidoras, para lo cual, asigna todo un capítulo al\nrespecto.\n\n \n\nAl igual que la norma\nAR-NT-POASEN, la AR-NT-SUCOM vigente se encuentra actualmente en un\nproceso de revisión a partir de la entrada en vigor de la Ley N.º 10086,\nla cual, como se ha indicado, representa una serie de cambios\nsignificativos en el marco legal, económico y técnico de los recursos\nenergéticos distribuidos. \n\n \n\n4.7. Sobre el tipo de instrumento regulatorio a\ndesarrollar al amparo del artículo 6 inciso f) de la Ley 10086 \n\n \n\nEl 17 de mayo de 2022,\nmediante oficio OF-0153-CDR-2022, se realizó a la DGAJR la solicitud de\ncriterio sobre mecanismo de participación ciudadana aplicable para  el\ncaso de dos instrumentos regulatorios por desarrollar según lo dispuesto en\nLey  No. 10 086, artículo 6 inciso f, puntos i) y ii). \n\n \n\nSobre este punto, se\nreitera el análisis realizado DGAJR mediante el oficio OF-0421- DGAJR-2022 -el\ncual analizó el mecanismo de participación ciudadana aplicable al \ndesarrollo de instrumentos regulatorios indicados en el inciso F) Punto II) y\nIII) el  artículo 6 de la ley promoción y regulación de recursos\nenergéticos distribuidos a  partir de fuentes renovables, Nº10086-, y de\nlo cual esta Fuerza de Tarea coincide en su totalidad, en el cual, por la\nimportancia que tiene dicho análisis en el presente  informe, se extraen\nlas siguientes conclusiones: \n\n(.) \n\n1.     El artículo 6 inciso f) puntos ii) y iii), de la\nLey N.º 10086, dispone que la Aresep defina y formalice los instrumentos\nregulatorios requeridos para que, tanto las empresas distribuidoras como el OS,\ndetermine la capacidad de penetración, en el primer caso, de los distintos\nrecursos energéticos distribuidos por circuito de distribución que se integran\ncon las redes de distribución del SEN, y en el segundo caso, de generación que\nutiliza fuentes renovables en el SEN. \n\n2.     El inciso f), puntos ii) y iii) del artículo 6\nde la Ley N.º 10086, referencia a \"instrumentos regulatorios\", sin\nespecificar el tipo de instrumento, por lo que se entiende que el legislador\ndejó la definición de este aspecto, a cargo de la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos (Aresep), para que sea esta, en el ámbito de sus\ncompetencias dispuestas según la Ley N.º 7593 y considerando la especialidad\ntécnica que la caracteriza, la que disponga el tipo de instrumento regulatorio\nque correspondería elaborar, aprobar y aplicar. \n\n3.     Dentro de la gama de instrumentos regulatorios,\nexiste posibilidad, según cada caso particular, de emitir por parte del Aresep,\nmetodologías tarifarias, reglamentos o normas técnicas, procedimientos, entre\notros, determinándose el tipo de instrumento según su contenido y finalidad.\n\n4.     La elaboración de cada instrumento regulatorio\ndebe atravesar el debido proceso, del cual forma parte de la aplicación de un\nmecanismo de participación ciudadana que permita la intervención de los\ndiferentes interesados en la elaboración de este. No obstante, el mecanismo\naplicable depende del tipo de instrumento a desarrollar, por ello resulta\nesencial definirlo, a fin de determinar si corresponde realizar una audiencia,\no bien, una consulta pública. \n\n5.     Según indicó el CDR en el oficio OF-0175-CDR-2022\ndel 1 de junio de 2022, los instrumentos regulatorios a proponerse serán\nprocedimientos técnicos, que fungirían como una guía metodológica, con\ncriterios que orientarán la valoración, tanto, para el caso del punto ii) como\niii) del inciso f) del artículo 6 de la Ley N.º 10086. \n\n6.     Para ejercer el derecho de participación\nciudadana se han definido diversos mecanismos que permiten la intervención\noportuna y activa de la ciudadanía, a saber: la audiencia pública y la consulta\npública, según sea el caso. ambos son mecanismos de participación ciudadana\nreconocidos de la regulación de servicios públicos, pero resultan aplicables en\ncasos diferentes. \n\n7.     En cuanto a la audiencia pública, el legislador\nfue expresó al disponer que el artículo 36 de la Ley Nº7593, los supuestos\nespecíficos en los cuales resulta indispensable la aplicación de este\nmecanismo. \n\n8.     El listado incorporado por el legislador en el\nartículo 36 de la Ley Nº7593, no es exhaustivo en cuanto a la totalidad de\nasuntos que la ley analiza en el ejercicio de sus competencias, quedando\nexcluidos de la celebración de la audiencia pública muchos otros que igualmente\ndebe resolver. \n\n9.     La Aresep venido aplicando otro mecanismo de\nparticipación ciudadana: la consulta pública, que también implica que todo\ninteresado pueda intervenir con su posición y alegatos en la discusión\nreferente a alguna propuesta específica en estudio. \n\n10.  Partiendo de que los instrumentos regulatorios a\nemitirse serían procedimientos técnicos y no reglamentación técnica como tal, o\nmodelos o metodologías tarifarias, es posible descartar su relación con los\nincisos c) y d). \n\n11.  A pesar de que no resultaría aplicable la\naudiencia pública para el caso en cuestión, es necesario señalar que, dichos procedimientos\ntécnicos igualmente podrían tener una incidencia en la esfera jurídica de la\nciudadanía, lo que ameritaría la celebración de consulta pública, a fin de\nbrindar el espacio de participación ciudadana necesario. \n\n(.)\n\n \n\n4.8. Sobre el aprobador y responsable del proceso de consulta\npública de los procedimientos técnicos, señalados en la Ley N°\n10086. \n\n \n\nFinalmente, el 4 de\njulio de 2022, mediante oficio OF-0215-CDR-2022, el CDR realizó a la DGAJR\nla consulta sobre aprobador y responsable del proceso de consulta pública\nde procedimientos técnicos señalados en Ley N.º 10086.  \n\n \n\nEn ese sentido, sobre la\ninstancia, dependencia y responsable en la Aresep de realizar los procesos\nde consulta pública y de aprobar las resoluciones correspondientes a los\nprocedimientos establecidos en el artículo 6, inciso f) puntos i) y ii) de\nla Ley N° 10086, dentro del análisis realizado por la DGAJR mediante el oficio\nOF-0551-DGAJR-2022 del 1 de agosto del 2022, se extrae en lo conducente: \n\n(.) \n\nLa consulta que ahora se\nconoce, refiere a la dependencia institucional de la Aresep, que debería\nrealizar dicho proceso de consulta pública y al órgano que le\ncorrespondería aprobar los procedimientos.  \n\nAl respecto, lo primero\nque debe señalarse es que, el artículo 6, inciso f) puntos i) y ii) de la\nLey N° 10086, solamente dispone que la definición y formalización de dichos\nprocedimientos, será parte de las funciones de la Aresep, sin definir ningún\ndetalle sobre el procedimiento a seguir para su elaboración y aprobación, de\nforma que será la propia Aresep, quien deba definir lo que corresponda. \n\nDicho lo anterior, es\npreciso considerar que, si bien para efectos de definir el  tipo de\nmecanismo de participación ciudadana que debe aplicarse en  determinado\nasunto, es necesario considerar el tipo de instrumento regulatorio  a\nemitirse (dado el listado taxativo dispuesto en el artículo 36 incisos c) y d)\nde  la Ley N° 7593), en realidad, las metodologías tarifarias y las normas\no  reglamentos técnicos (para los cuales se realiza audiencia pública) no\nson los  únicos cuerpos regulatorios que emite la Aresep a fin de cumplir\ncon su labor,  pues el ámbito normativo que ésta como ente regulador debe\ndesarrollar, es  mucho más amplio, abarcando otros tipos de herramientas\nnormativa como  procedimientos, protocolos, entre otros.  \n\nEsos otros cuerpos\nnormativos que se emitan fuera del listado del artículo 36 de la Ley N°\n7593, en el tanto lo requieran por su contenido y alcance, igualmente serán de\nconocimiento de la ciudadanía mediante una consulta pública, no obstante,\nlo que en este punto interesa, es que, indistintamente  del mecanismo\nde participación ciudadana que se emplee para definir  un instrumento o\ncuerpo regulatorio, el ordenamiento jurídico de naturaleza  regulatoria\nque puede establecer la Aresep es amplio y variado. \n\nAhora bien, siendo que\nsegún corresponda, la Aresep puede emitir metodologías tarifarias, normas,\nreglamentos técnicos, procedimientos, protocolos, entre otros, es preciso\nconsiderar que todos ellos, forman parte de un amplio ámbito normativo que\nbusca establecer reglas que orienten el quehacer regulatorio con el fin de\nque la Aresep ejerza las competencias y potestades dispuestas mediante la\nLe N° 7593.  \n\nPartiendo de la Ley N°\n7593, se denota que en su literalidad, ésta solamente hace referencia a\nlos modelos tarifarios, normas y reglamentos, sin mencionar expresamente,\ncualquier otro tipo de cuerpo normativo que pueda emitir la Aresep, no\nobstante, como se ha dicho, éstos no son los únicos que pueden ser\naprobados para desarrollar su labor regulatoria.  \n\nEn este sentido, el\nReglamento interno de organización y funciones de la  Autoridad Reguladora\nde los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado  (RIOF), en su\nartículo 6, incisos 14) y 16) en complemento del artículo 53 de  la Ley N°\n7593, ha definido que sea la Junta Directiva de la Aresep, la  que proceda\ncon la aprobación de las metodologías tarifarias y los  reglamentos\ntécnicos que se requieran para la correcta aplicación del marco  regulatorio\nde los servicios públicos establecidos en la ley.  \n\nDe lo anterior, se\ndesprende que, aunque como se ha dicho, la Ley N° 7593 y el RIOF, no\nseñalan la totalidad de los posibles cuerpos normativos que emite la\nAresep, igualmente, a los que no se indican se les debe dar el mismo trato\nque a los mencionados, pues de la misma forma, se requieren para la\ncorrecta aplicación del marco regulatorio de los servicios\npúblicos establecidos en la ley.  \n\nDe la interpretación\narmónica de las normas indicadas, dentro de un marco de razonabilidad y\nlógica, se desprende del espíritu de éstas, que le corresponde la\naprobación de tales procedimientos a la Junta Directiva de la Aresep, en\naplicación del principio del paralelismo de las formas (derivado del\nartículo 7 de la Ley General de la Administración Pública) que rige en el\nDerecho Administrativo, al ser instrumentos de alcance general, que\nafectan a una pluralidad de actores.  \n\nAl respecto, debe evidenciarse que la relación\nde un cuerpo normativo o instrumento regulatorio que se emita, con la\ncorrecta aplicación del marco regulatorio legalmente dispuesto, resulta\nestar asociada a las funciones de la Junta Directiva, como órgano superior\nsupremo de la Aresep, en el tanto le corresponde velar por al ejercicio de\nlas potestades y competencias que le han sido conferidas como Ente\nRegulador. \n\nEn el caso que nos ocupa, los procedimientos\ntécnicos a los que se refiere el artículo 6 inciso f) puntos i) y ii) de\nla Ley N° 10.086, están asociados con la correcta aplicación del marco\nregulatorio relacionado con los recursos energéticos distribuidos a partir\nde fuentes renovables. Dicho marco regulatorio se compone, según ha\ndispuesto la Ley N° 10086, por una serie de instrumentos regulatorios,\ntodos los cuales están en proceso de elaboración por parte de la Aresep, a\nla luz de los transitorios dispuestos en ese mismo cuerpo\nnormativo.  \n\nTales instrumentos\nbuscan darle aplicabilidad a la Ley N° 10.086, siendo que, se están\ndesarrollado por parte del CDR considerando sus funciones establecidas en\nel RIOF, y posteriormente, serán aprobados por la Junta Directiva también,\nsegún sus funciones. En este sentido, debe acotarse que los procedimientos\ntécnicos sobre los que se consulta son un complemento técnico, de esos\notros instrumentos en construcción, e igualmente, permitirán la correcta\naplicación del marco regulatorio.  \n\nLo anterior quiere decir\nque, además, resulta razonable buscar  homogeneidad y compatibilidad entre\ntodos los instrumentos regulatorios a  definir, incluyendo los\nprocedimientos técnicos en cuestión, lo que indica  que resulta oportuno\nque el CDR realice el trámite de construcción de los  mismos al igual que\ncon los otros, ello considerando que, según el artículo 21  del RIOF,\ndicha Dirección General es la responsable del proceso  institucional de\ninvestigación y desarrollo de la regulación, con funciones  como:\n\"(.) 2. Liderar la innovación y mejora continua del proceso\nde regulación. 3. Revisar la validez y competitividad de los modelos\nque están siendo aplicados por Aresep para regular los servicios públicos.\n4.  Investigar las mejores prácticas y estado del conocimiento sobre\nregulación de servicios públicos y su aplicabilidad en la Aresep.\n(.)\" \n\n(.) \n\n \n\nDe lo anterior, se\ndesprende que, salvo algún caso justificado por las funciones de alguna\notra dependencia institucional, el CDR conforme a sus funciones,\nse encuentra llamado a desarrollar los instrumentos regulatorios\ndispuestos en la Ley N° 10086 y tramitar el respectivo procedimiento,\ncuyas propuestas serían sometidas para aprobación de la Junta Directiva,\npara lo cual deberá instruir el procedimiento de consulta pública, según\ncorresponda. \n\n \n\n5. ENFOQUE CONCEPTUAL \n\n5.1. Propósito \n\n \n\nEl principal objetivo es\nestablecer los criterios aplicables para que el OS determine la máxima\ncapacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en\nel SEN, de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y\ndesempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente. \n\n \n\n5.2. Campo de aplicación \n\nEste procedimiento de capacidad de penetración\naplica a: \n\na. El Operador del Sistema (OS). \n\nb. Los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (Agentes del MEN) \n\nc. Las centrales o unidades generadoras del SEN, incluyendo centrales\nconectadas a la red de transmisión o conectadas a la red de distribución y con\nuna potencia superior o igual a un (1) MW, y las empresas propietarias de dicha\ngeneración, denominadas a dicho efecto \"agente generador\" en este\nprocedimiento técnico. \n\nd. Todo prestador de servicios auxiliares. \n\ne. Generadores distribuidos para autoconsumo. \n\n[.] \n\n \n\nIX.          \nQue en la sesión ordinaria 45-2024, celebrada el 6 de junio de\n2024, cuya acta fue ratificada el 12 de junio de 2024, la Junta Directiva de la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos, una vez analizada la solicitud\nformulada y con fundamento en el oficio OF-0128-CDR-2023 del 24 de abril de\n2023, en el cual se adjuntó el informe IN-0019-CDR-2023, que corresponde al\ninforme técnico final de la propuesta del \"Procedimiento para\ndeterminar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables\nen el sistema eléctrico nacional\", el informe IN-0018-CDR-2023, que\ncorresponde al informe técnico sobre las respuestas a las posiciones\npresentadas en la consulta pública, así como el oficio OF-0272-DGAJR-2023 del\n11 de mayo de 2023 de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria,\nacuerda dictar la presente resolución, tal y como se dispone.\n\n \n\nPOR TANTO\n\n \n\nCon fundamento en las\nfacultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley N.º\n10086, en la General de la Administración Pública N° 6227, en el\nDecreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en\nel Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado. \n\nLA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE\nLOS SERVICIOS PÚBLICOS \n\nRESUELVE:\n\nI.             \nDar\npor recibido el oficio OF-0128-CDR-2023, 24 de abril de 2023 en el cual se\nadjuntó el informe IN-0019-CDR-2023 correspondiente al informe técnico final\ndel \"Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura\nde energías renovables variables en el Sistema Eléctrico Nacional\" y\nel informe IN-0018-CDR 2023, que corresponde al informe técnico sobre las\nrespuestas a las posiciones presentadas en la consulta pública, así como el\noficio OF-0272-DGAJR-2023 del 11 de mayo de 2023 de la Dirección General de\nAsesoría Jurídica y Regulatoria. \n\nII.            \nDictar\nel siguiente \"Procedimiento para determinar la capacidad de penetración\nsegura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional\",\npara que se lea de la siguiente manera: \n\nPROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE\nPENETRACIÓN SEGURA DE ENERGÍAS RENOVABLES VARIABLES\n\nEN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL\n                                                 35 \n\n1. GENERALIDADES \n                                                             35\n\n1.1. Propósito                                                               35\n\n1.2. Campo de aplicación                                                                            \n                                                             35\n\n1.3. Obligaciones de los sujetos de\naplicación                                                                      \n 36\n\n1.4. Documentos relacionados\n                                                             37\n\n1.5. Definiciones \n                                                             37\n\n1.6. Acrónimos \n                                                             39\n\n2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES   \n                                                             40 \n\n3. TIPOS DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN CON\nFUENTES RENOVABLES VARIABLES                                                            41\n\n4. ANÁLISIS E INFORMACIÓN ESPECÍFICA POR TECNOLOGÍA                                           \n 41\n\n4.1 Eólica                                                                      41\n\n4.2 Solar fotovoltaica (plantas de agentes\ngeneradores)                                                       \n 42\n\n4.3 Hidroeléctrica a filo de agua (hidro sin embalse) y con embalse de baja capacidad       \n 43\n\n4.4 Generación distribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña escala \n                                                            43\n\n5. ANÁLISIS TRANSVERSALES INDEPENDIENTES DE LA TECNOLOGÍA                             \n 44\n\n5.1 Análisis de la capacidad de la red de\ntransmisión                                                           \n 44\n\n5.2 Análisis de capacidad para la regulación del SEN\n                                                             45\n\n5.3 Análisis integral de los\nresultados                                                                                   \n 45\n\n6. PUBLICACIÓN DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN SEGURA DE ERV                              \n 46\n\n7. INCUMPLIMIENTOS \n                                                             46\n\n8. TRANSITORIO                                                                                      \n                                                             46 \n\n1. GENERALIDADES \n\n1.1. Propósito \n\n \n\nEl presente\nprocedimiento establece los criterios aplicables para que el Operador del Sistema\n(OS) determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables\nvariables de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de manera\nque se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y\ndesempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente. \n\n1.2. Campo de aplicación \n\n \n\nSon sujetos de\naplicación de este procedimiento: \n\n \n\n1) El Operador del Sistema (OS). \n\n2) Los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional\n(Agentes del MEN)\n\n3) Las centrales o unidades generadoras del SEN,\nincluyendo centrales conectadas a la red de transmisión o conectadas a la red\nde distribución y con una potencia superior o igual a un (1) MW, y las empresas\npropietarias de dicha generación, denominadas a dicho efecto \"agente\ngenerador\" en este procedimiento técnico. \n\n4) Todo prestador de servicios auxiliares. \n\n5) Generadores distribuidos para\nautoconsumo. \n\n1.3. Obligaciones de los sujetos de\naplicación \n\na)   \nSon obligaciones de los\nagentes del MEN y participantes del SEN: a. Cumplir con las disposiciones que\ndicte este procedimiento. b. Suministrar al OS la información técnica que\nrequiere para la aplicación de este procedimiento en los plazos y formatos\nque este determine. \n\nc. Reportar al OS las\ncaracterísticas técnicas y fechas estimadas de inicio de operación de los\nproyectos de generación que utilicen energías renovables variables. \n\nb)   \nSon obligaciones del\nOS: \n\na. Elaborar los análisis\ny aplicación de criterios establecidos en este procedimiento. \n\nb. Mantener actualizada y publicada en su página\nweb la capacidad máxima de penetración con fuentes de energía renovable\nvariable y la capacidad que queda disponible, con base en la información de los\nproyectos de generación que entren en operación en el SEN y de la autorización\nde las conexiones de generadores distribuidos para autoconsumo. \n\nc. Aplicar este procedimiento y actualizar como\nmínimo cada dos años los estudios que permiten obtener la capacidad máxima\n(potencia máxima) que se puede instalar de fuentes de generación renovable\nvariable, o con un periodo menor si se demuestra técnicamente ante el ente\nregulador, una mayor necesidad y capacidad de admisión de nuevas fuentes\nvariables o a petición del ente regulador o ente rector. Cuando corresponda, la\ncapacidad máxima de penetración será establecida por zona topológica del SEN,\nde acuerdo con lo indicado en las secciones 4 y 5, de este procedimiento.\n\n \n\n1.4. Documentos relacionados \n\n1.4.1 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional\n-RMER \n\n1.4.2 Reglamento Técnico de los Servicios\nAuxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), aprobado\nmediante la resolución RE-0140-JD-2019, en  \n\n1.4.3 Procedimiento Integración al SEN de\nrenovables variables y sistemas de almacenamiento, aprobado mediante la\nresolución RE-0143-JD-2021 \n\n1.4.4 Procedimiento de Criterios de seguridad\npara la planificación, diseño y operación del SEN aprobado mediante la\nresolución RE-0143-JD-2021 \n\n1.4.5 Requisitos mínimos de protecciones para\nplantas generadoras y sistemas de almacenamiento aprobado mediante la resolución\nRE-0143-JD-2021 \n\n1.4.6 Procedimiento para establecer las\nconexiones al SEN aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 \n\n1.4.7 Procedimiento para la implementación de\nenlaces de telecontrol. aprobado mediante la resolución\nRE-0143-JD-2021 \n\n1.4.8 Norma técnica \"Planeación, Operación\ny Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional.\" (AR-NT-POASEN)  \n\n1.4.9 Normas y Reglamentos técnicos en materia\nde calidad de energía que establezca la Aresep \n\n1.5. Definiciones \n\nAgentes del Mercado Eléctrico Nacional, MEN:  \n\nSon agentes del Mercado Eléctrico\nNacional:  \n\na)   \nInstituto Costarricense\nde Electricidad: responsable de la satisfacción de la demanda nacional de\nelectricidad. Participa en Generación, Transmisión, Distribución y\nComercialización. Responsable de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional y\nde la Planificación Eléctrica Nacional. \n\nb)   \nCompañía Nacional de\nFuerza y Luz S.A.: participa en generación hasta su propia demanda,\ndistribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.\n\nc)    \nGeneradores privados:\nparticipan en generación eléctrica con contrato de compra de energía suscrito\ncon el ICE por disposición de la Ley 7200 capítulos I y II. \n\nd)   \nEmpresa de Servicios\nPúblicos de Heredia S.A.: participa en generación en los términos que autoriza\nla Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de\nconcesión legal. \n\ne)   \nJunta Administrativa del\nServicio Eléctrico Municipal de Cartago: participa en generación en los\ntérminos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de\nelectricidad en su zona de concesión legal. \n\nf)     \nCooperativas de\nElectrificación Rural: participan en generación en los términos que autoriza la\nLey 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de\nconcesión legal. Siendo actualmente la Cooperativa de Electrificación Rural de\nSan Carlos R.L., la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L.,\nCooperativa de Electrificación Rural de Los Santos R.L., Cooperativa de\nElectrificación Rural de Alfaro Ruiz R.L. \n\ng)   \nConsorcio Nacional de\nEmpresas de Electrificación de Costa Rica R.L.: participa en generación de\nelectricidad en conjunto con las Cooperativas asociadas, de conformidad con la\nLey 8345. \n\nh)   \nUsuarios conectados en\nalta tensión: abonado en alta tensión, persona física o jurídica que ha\nsuscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en\nalta tensión. \n\ni)     \nY otros legalmente\nautorizados. \n\nCentrales de bombeo: centrales hidráulicas que operan con dos\nembalses de acumulación de agua, localizados de manera tal que exista una\ndiferencia de altura entre ellos para permitir el bombeo de agua para su\nalmacenamiento y posterior utilización en la generación de\nelectricidad.  \n\nFuentes de energía\nrenovable: fuentes de energía que\nestán sujetas a un proceso de reposición natural y que están disponibles\nen el medio ambiente inmediato, tales como: la energía del sol, el viento,\nla biomasa, el agua, las mareas y olas, y los gradientes de calor\nnatural. \n\nFuentes de energía\nrenovable variables: fuentes de energía\nrenovable cuya fuente de\nenergía primaria varía con el tiempo, se caracterizan por su comportamiento no constante en el\ntiempo e incierto, dependiente de las condiciones meteorológicas o\nhidrológicas y, por lo tanto, difícil de pronosticar con precisión. \n\nHidroeléctrica a filo de\nagua (o de pasada): plantas de generación\nhidroeléctrica sin embalse.\n\n \n\nHidroeléctrica con\nembalse de baja capacidad: plantas\nde generación con embalses de baja capacidad de almacenamiento,\nadministrables en periodos horarios, diarios y como máximo\nsemanales. \n\nInstalaciones de generación: infraestructura civil, eléctrica y mecánica, de\nuna o más unidades de producción de energía eléctrica que se conectan al\nSEN. \n\nMercado Eléctrico\nNacional (MEN): ámbito regulado en el que\nse satisface la demanda nacional de electricidad. Participan prestadores\ndel servicio público de electricidad en las etapas de generación,\ntransmisión, distribución y comercialización, debidamente autorizados por\nLey al efecto. Así como los abonados conectados en alta tensión. \n\nParticipantes del SEN: participantes de la industria eléctrica, sean\nestos: empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras, abonados o usuarios en alta tensión. \n\nPropietario de Red: persona física o jurídica propietario de infraestructura\nde transmisión o distribución que es parte del SEN. \n\nServicios de interés\ngeneral: para los efectos de este\nprocedimiento, son servicios o actividades económicas accesorias o\ncomplementarias vinculados al servicio público de suministro de energía en\ntodas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés general sujetas a\nobligaciones específicas de servicio público técnico, financiero y contable que\nestablezca la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, en el marco del\npresente procedimiento.5 \n\n5 Conforme a lo establecido en la Ley N° 10086 del 8 de diciembre de 2021,\npublicada en el Alcance N° 3 a la Gaceta N° 3  del 7 de enero de 2022.\n\n \n\nSistemas de\nalmacenamiento de energía: toda\ntecnología (eléctrica, magnética, mecánica, o química), con capacidad de manera\nrepetida de almacenar energía eléctrica que fue generada en un momento\nprevio, para su utilización de manera diferida, es decir posterior al\nmomento de generación. Dentro del almacenamiento de energía se incluyen\nlas centrales de bombeo. \n\n1.6. Acrónimos \n\nAresep: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\nde Costa Rica.\n\nCCSD: criterios de calidad, seguridad y desempeño  \n\nDOCSE: División Operación y Control del Sistema Eléctrico, Operador del\nSistema y Operador del Mercado (OS/OM) de Costa Rica. \n\nERV: Energías renovables variables \n\nICE: Instituto Costarricense de Electricidad \n\nMEN: Mercado Eléctrico Nacional. \n\nMER: Mercado Eléctrico Regional de América Central \n\nMINAE: Ministerio de Ambiente y Energía \n\nOS: Operador del Sistema \n\nRMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional. \n\nSEN: Sistema Eléctrico Nacional. \n\nSER: Sistema Eléctrico Regional (de América Central) \n\n2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES \n\n \n\nPara integrar al SEN instalaciones de generación\nque utilizan fuentes renovables,  el Operador del Sistema debe verificar\nel cumplimiento del procedimiento \"Criterios  de seguridad para la\nplanificación, diseño y operación del SEN\", así como los  criterios\nde calidad, seguridad y desempeño (CCSD) establecidos en la regulación \nregional, de forma que compruebe la disponibilidad y suficiencia de las\nreservas de  regulación, reservas fría, la capacidad de transmisión y la\nestabilidad transitoria, de  pequeña señal y de tensión del\nSEN.  \n\nEs por ello, que, para determinar la capacidad de\npenetración segura de ERV en el SEN, el Operador de Sistema debe realizar\ncomo mínimo los siguientes análisis, según corresponda:  \n\n▪ Análisis de los registros históricos:\nanálisis estadístico del desempeño de la generación renovable variable en los\núltimos 10 años, o según el máximo registro histórico disponible por tipo de\nfuente, para determinar la variabilidad y los tipos de eventos que afectan a la\noperación del SEN y que deben considerarse en el estudio. Dentro de este\nanálisis debe incluirse a los recursos energéticos distribuidos. \n\n▪ Análisis de la capacidad de la red de\ntransmisión de alta tensión.\n\n▪ Análisis de capacidad para la regulación\ndel SEN. \n\n▪ Análisis integral de los resultados.\n\nLos resultados de la aplicación de este\nprocedimiento por parte del Operador de Sistema serán publicados y\nactualizados en el sitio web, para acatamiento obligatorio de los agentes\ndel MEN, ARESEP, MINAE y cualquier otro interesado. \n\nEl informe derivado de la aplicación por parte\ndel OS para determinar la capacidad máxima de penetración segura de ERV\ncon un horizonte de mínimo 3 años y de máximo 5 años, deberá ser\nactualizado como mínimo cada dos años, o con un periodo menor si el OS lo\nconsidera necesario. Los análisis, memorias de cálculos, supuestos a considerar\ny estudios técnicos los debe realizar el OS, con la participación de los\nPropietarios de Red, según corresponda y deberán ser de acceso\npúblico \n\nEl alcance de los análisis que deben realizarse\nse encuentra en los siguientes apartados del presente documento, de\nacuerdo con la tecnología de generación con fuentes de ERV. \n\n3. TIPOS DE\nINSTALACIONES DE GENERACIÓN CON FUENTES RENOVABLES VARIABLES \n\nLos tipos de instalaciones de generación que\nutilizan recursos renovables variables son las siguientes: \n\na) Hidroeléctricas a filo de agua (de pasada) \n\nb) Hidroeléctrica con embalse de baja capacidad \n\nc) Eólica \n\nd) Solar fotovoltaica \n\ne) Generación distribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña\nescala \n\n4. ANÁLISIS E\nINFORMACIÓN ESPECÍFICA POR TECNOLOGÍA \n\nEn este apartado se describen los análisis\nbásicos o mínimos que deben realizarse, sin limitar la realización de estudios\nadicionales que sean convenientes y oportunos para satisfacer el propósito\nde este procedimiento. \n\n \n\n4.1Eólica  \n\na)   \nIdentificar las características\nde las variaciones normalizadas de potencia de las plantas eólicas que están en\noperación en Costa Rica\n\nb)   \nClasificar las\nvariaciones de potencia de las plantas eólicas en: rápidas, lentas y muy\nlentas. \n\nc)    \nIdentificar los eventos\nque causan las mayores variaciones de potencia. d) Determinar las variaciones\nde potencia que tienen el potencial de afectar negativamente la operación del\nSEN. \n\nd)   \nDefinir la frecuencia\ncon que ocurren las variaciones de potencia que tienen el potencial de afectar\nnegativamente la operación del SEN. f) Definir la magnitud porcentual de las\nvariaciones de potencia de la generación eólica (con respecto a la capacidad\ntotal instalada de este tipo de recurso). \n\ng)   \nUtilizar la magnitud porcentual\nde las variaciones de potencia en el análisis técnico relacionado con las\nnecesidades de reservas de regulación de potencia en el SEN. \n\nh)   \nDeterminar las\ncorrelaciones de la potencia generada entre las distintas plantas\neólicas. \n\ni)     \nEstablecer las zonas\ntopológicas del SEN, identificando los nodos, con mayor potencial y\ncapacidad disponible para la instalación de generación eólica. \n\nj)     \nIdentificar las zonas\ngeográficas y topológicas, incluyendo los puntos de conexión, donde no\nse recomienda concentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados\nde los análisis de la capacidad de transmisión del SEN). \n\nk)    \nIdentificar el impacto\nde la generación eólica en el cumplimiento de los servicios indispensables para\nla operación del SEN, como la regulación de frecuencia, regulación\npotencia-frecuencia, regulación de la tensión y respaldo energético, entre\notros. \n\nl)     \nEstablecer los\nrequisitos mínimos con respecto a la reserva de regulación, reserva fría y\nreservas de reactivo, acorde a las zonas de control de tensión y respaldo\nenergético en el parque de generación del SEN. \n\n4.2Solar fotovoltaica (plantas de agentes\ngeneradores) \n\na)   \nDeterminar las\nvariaciones normalizadas de la generación. b) Identificar las características\nde las variaciones normalizadas de la generación. \n\nc)    \nDeterminar las\ncorrelaciones de la potencia generada entre las plantas actualmente\ninstaladas. \n\nd)   \nEstablecer las zonas\ntopológicas del SEN, identificando los nodos con mayor potencial y\ncapacidad disponible para la instalación de generación solar.\n\ne)   \nIdentificar las zonas\ngeográficas y topológicas, los puntos de conexión, donde no se recomienda\nconcentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los\nanálisis de la capacidad de transmisión del SEN). \n\nf)     \nIdentificar el impacto\nde la generación solar en el cumplimiento de los servicios indispensables para\nla operación del SEN, como la regulación de frecuencia, regulación\npotencia-frecuencia, regulación de la tensión y respaldo energético, entre\notros (en alineamiento con los resultados de los análisis de capacidad de\nregulación del SEN). \n\ng)   \nEstablecer los\nrequisitos mínimos con respecto a la reserva de regulación, reserva fría y\nreservas de reactivo, acorde a las zonas de control de tensión y respaldo\nenergético en el parque de generación del SEN. \n\n4.3Hidroeléctrica a filo\nde agua (hidro sin embalse) y con embalse de baja capacidad \n\na)   \nDeterminar las\nvariaciones normalizadas de la generación y correlaciones entre las plantas\nactualmente instaladas. \n\nb)   \nIdentificar las zonas\ngeográficas, incluyendo los puntos de conexión, donde no se recomienda\nconcentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los\nanálisis de la capacidad de transmisión del SEN) y los motivos, así como las\nobras necesarias en caso de querer realizar un mayor aprovechamiento de la\nfuente en un lugar específico. \n\nc)    \nIdentificar el impacto\nde las plantas hidroeléctricas a filo de agua y con embalse de baja capacidad\nen el cumplimiento de los servicios indispensables para la operación del SEN,\ncomo la regulación de frecuencia, regulación potencia-frecuencia, regulación de\nvoltaje y respaldo energético, entre otros (en alineamiento con los resultados\nde los análisis de capacidad de regulación del SEN). \n\nd)   \nDeterminar la\ndisponibilidad de respaldo energético en el parque de generación del SEN. \n\ne)   \nRealizar los análisis\ntécnicos de los excedentes anuales de generación hidroeléctrica y su\ncorrelación con la generación eólica y solar fotovoltaica. \n\n4.4Generación\ndistribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña escala  \n\na)   \nAnálisis de la información\ndisponible en los Agentes del MEN sobre la generación distribuida actualmente\ninstalada: magnitud, ubicación geográfica, circuitos de distribución donde está\nconectada.\n\nb)   \nEstablecer las zonas con\nmayor potencial, identificando los nodos con capacidad disponible para la\ninstalación de generación distribuida. c) Identificar las zonas geográficas,\nlos puntos de conexión donde no se recomienda concentrar más instalaciones (en\nalineamiento con los resultados de los análisis de la capacidad de transmisión\ndel SEN). \n\n5. ANÁLISIS\nTRANSVERSALES INDEPENDIENTES DE LA TECNOLOGÍA \n\n5.1Análisis de la capacidad de la red de\ntransmisión \n\na)   \nDeterminación de las\ncapacidades técnicas de las plantas actualmente instaladas y de la generación\ndistribuida. \n\nb)   \nModelado de las plantas\nERV en el modelo completo del SEN/SER para estudios eléctricos con el software\npara simulación de sistemas de transmisión de energía eléctrica. Se debe\nincorporar a la generación distribuida, con los modelos agregados\ncorrespondientes. \n\nc)    \nEfectuar los estudios\neléctricos para la condición actual valorando restricciones de transmisión y\nlas respuestas dinámicas (inercial, regulación primaria de frecuencia,\nregulación de tensión, estabilidad angular y de tensión, aporte de corriente de\nfalla ante cortocircuitos). \n\nd)   \nIdentificación de las\nrestricciones de transmisión del SEN y entre zonas topológicas del SEN y\nrelacionarlas con la incorporación de más generación ERV. \n\ne)   \nRealizar los estudios\neléctricos para el análisis de sensibilidades con respecto a la instalación de\nmás generación por tipo de fuente y localización geográfica. Definición de la\nmáxima penetración con y sin los refuerzos de transmisión planificados por los\nagentes transmisores. \n\nf)     \nIdentificación de las\nmagnitudes máximas según el tipo de fuente y valoración del impacto de la\ncombinación de la penetración de las distintas fuentes. g) Cálculo de la\ncapacidad remanente de transmisión entre zonas topológicas del SEN, o en su\ndefecto de la falta de capacidad. \n\n \n\nh)   \nAnálisis del respaldo\nque se puede obtener de las interconexiones con otros países. \n\nEl estudio debe considerar los planes de\nexpansión de generación y transmisión del SEN, así como las máximas\ntransferencias de potencia regionales. \n\n \n\n5.2 Análisis de capacidad para la regulación del\nSEN \n\nCon una mayor integración de ERV, cuya magnitud\nes derivada del análisis de la capacidad de transmisión, se debe verificar\nel cumplimiento mínimo de las reservas de regulación requeridas para la\noperación del SEN.  \n\nSe requiere definir los generadores existentes y\nfuturos que formarán parte de las reservas de regulación primaria,\nsecundaria y terciaria (cálculo para cada año del período de\nanálisis). \n\nTambién se requiere determinar los requisitos de\nreservas de regulación y de reserva terciaria en función del grado de\ninstalación de nuevas plantas ERV en el SEN. Se debe determinar si son\nsuficientes los criterios técnicos ya establecidos, o si es necesario\nampliarlos.  \n\nAsimismo, se deben realizar las siguientes\ntareas: \n\na)   \nDeterminación del\ncumplimiento de las reservas mínimas de regulación en los predespachos de\ngeneración, para las condiciones actuales y para una mayor integración de ERV\n(magnitud derivada del análisis de la capacidad de transmisión del SEN). \n\n \n\nb)   \nDeterminación de los\nrequerimientos de respaldo de energía eléctrica para diferentes grados de\nintegración de ERV. \n\n \n\nc)    \nDeterminación de los\nrequerimientos de reserva de respuesta rápida, así como en general los\nservicios auxiliares. \n\n \n\nd)   \nValoración de las\nnecesidades de mejora en los pronósticos de ERV y la incorporación en los\nmismos del pronóstico de la generación distribuida. e) Valoración de mejoras en\nel cálculo de la reserva de regulación secundaria (cálculo dinámico). \n\n5.3 Análisis integral de los resultados \n\nCon base en los resultados de las distintas\nfases del análisis, se determina la máxima capacidad de penetración de\nfuentes renovables variables de generación en el Sistema Eléctrico\nNacional (SEN), así como una distribución máxima de referencia por cada\nfuente de generación que se está evaluando y el (los) factor(es)\nlimitante(s). \n\nEn general se debe determinar la máxima\ncapacidad de ERV que se puede instalar en el SEN para el periodo, los\nrequisitos técnicos que deben cumplirse y acciones correctivas en los\nsistemas de generación y transmisión del país.\n\nAdemás, se deben revisar y ajustar cuando\naplique, los requisitos técnicos que deben cumplir las nuevas\ninstalaciones en aspectos como: \n\n.      \nCapacidad de soportar\nbajas y sobre tensiones. \n\n.      \nCapacidad de soportar\nbajas y sobre frecuencias. \n\n.      \nCapacidad de regulación\nde la tensión. \n\n.      \nCapacidad de regulación\nde la frecuencia y reserva de potencia activa.\n\n.      \nCapacidad de limitar la\npotencia activa de salida. \n\n.      \nCapacidad de aportar\ncorriente durante cortocircuitos en la red de transmisión. \n\n.      \nCumplimiento de\nnormativa técnica nacional e internacional vigente. \n\n6. PUBLICACIÓN DE\nCAPACIDAD DE PENETRACIÓN SEGURA DE ERV \n\nUna vez determinada la máxima capacidad de\npenetración con ERV y aprobada su publicación, el OS deberá publicar dicha\ncapacidad máxima y la capacidad remanente en la página web (actualizada\ncon una frecuencia de, al menos, cada tres meses), conforme vayan\nconectándose más instalaciones ERV en el SEN. Esta publicación debe\nincluir los factores limitantes identificados. \n\n7. INCUMPLIMIENTOS \n\nEn caso de presentarse incumplimientos de los\nAgentes del MEN con lo establecido en este procedimiento, el OS debe\ninformar a la Aresep para que esta entidad tome las medidas que\ncorresponda de acuerdo con las leyes y reglamentación vigentes. \n\n8. TRANSITORIO \n\nA partir de la aprobación del presente\nprocedimiento, se otorga al OS un plazo máximo de seis meses para elaborar los\nformatos y recopilar la información, desarrollar los análisis, estudios,\nsimulaciones, modelaciones, herramientas e informes para implementar este\nprocedimiento y para poner a disposición en el sitio web la capacidad de\npenetración segura de energía renovables variables por tecnología y zonas\ntopológicas en el SEN.\n\n \n\nIII.          \nTener\ncomo respuesta a las posiciones planteadas en la consulta pública celebrada el\n24 de febrero de 2023, lo señalado en el oficio OF-0128-CDR-2023 del 24 de\nabril de 2023 que avaló y adjuntó el informe IN-0018-CDR-2023 del 21 de abril\nde 2023, correspondiente al Informe de respuesta a las posiciones y agradecer\nla valiosa participación en este proceso. \n\n \n\nIV.          \nInstruir\na la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a comunicar el informe de\nposiciones planteadas en la consulta pública celebrada el 24 de febrero 2023\npor la DGAU y notificar la presente resolución en un solo acto a: Inversiones\nEólicas Campos Azules S.A.; el Instituto Costarricense de Electricidad; la\nCooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L, (Coopelesca)\ny Mersis SRL; lo señalado en el oficio\nOF-0128-CDR-2023 del 24 de abril de 2023 que avaló y adjuntó el informe\nIN-0018-CDR-2023 del 21 de abril de 2023. \n\n \n\nV.           \nInstruir\na la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas\nen el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el diario\noficial La Gaceta, el \"Procedimiento para determinar la capacidad de\npenetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico\nnacional\". \n\n \n\nVI.          \nInstruir\na la Secretaría de Junta Directiva de Aresep, para que proceda con la\ndivulgación de la presente resolución en la página web institucional. \n\n \n\nVII.         \nInstruir\na la Intendencia de Energía para que desarrolle un plan de trabajo para la\nfiscalización y seguimiento al OS respecto a la implementación de este\ninstrumento regulatorio en el ámbito de las competencias que le\ncorrespondan. \n\n \n\nVIII.       \nComunicar\nla presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la\nRegulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de\nEnergía para lo que corresponda. \n\nX. Transitorio. A partir de la aprobación del presente procedimiento,\nse otorga al OS un plazo máximo de seis meses para elaborar los formatos y\nrecopilar la información, desarrollar los análisis, estudios, simulaciones,\nmodelaciones, herramientas e informes para implementar este procedimiento y\npara poner a disposición en el sitio web la capacidad de penetración segura de\nenergía renovables variables por tecnología y zonas topológicas en el\nSEN. \n\nEn cumplimiento de lo que ordenan los artículos\n245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP), se informa\nque contra esta resolución puede interponerse el recurso ordinario de\nreposición y el recurso extraordinario de revisión ante la Junta\nDirectiva.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la LGAP,\nel recurso de reposición deberá interponerse dentro del plazo de tres días\nhábiles, contado a partir del día hábil  siguiente al de la notificación\nde este acto y el extraordinario de revisión, dentro de  los plazos\nseñalados en el artículo 354 de esa misma ley. \n\nRige a partir de su publicación en el diario\noficial La Gaceta. \n\nPUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE y COMUNÍQUESE", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Standard 0043\n\n Procedure to determine the safe penetration capacity of\nvariable renewable energies in the national electric system\n\nPUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nRESOLUTION RE-0043-JD-2024\n\nESCAZÚ, AT TEN HOURS AND TEN MINUTES ON THE SIXTH\nOF JUNE, TWO THOUSAND TWENTY-FOUR\n\nPROCEDURE TO DETERMINE THE\nSAFE PENETRATION CAPACITY OF VARIABLE RENEWABLE ENERGIES IN THE\nNATIONAL ELECTRIC SYSTEM\n\nEXPEDIENTE OT-016-2023\n\nRESULTANDO:\n\nI. That on April 15, 2011, through directive No. 14-MINAET, published in Digital Supplement No. 22 of La Gaceta No. 74, the Presidency of the Republic and the Ministry of Environment, Energy, and Telecommunications (MINAET) issued the directive \"Directed to the members of the electricity subsector to encourage the development of small-scale electricity generation systems with renewable energy sources for self-consumption.\"\n\nII. That on March 31, 2014, the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (Aresep), through agreement 01-19-2014 of ordinary session 19-2014, held on March 31, 2014, issued the Technical Standard for Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT POASEN), published in Supplement No. 12, to La Gaceta No. 69, of April 8, 2014.\n\nIII. That on October 8, 2015, the Presidency of the Republic and the Ministry of Environment and Energy (MINAE), through Decree No. 39220-MINAE, published in La Gaceta No. 196 of October 8, 2015, decreed the \"Regulation for Distributed Generation for Self-Consumption with Renewable Sources, Simple Net Metering Contracting Model.\"\n\nIV. That on October 15, 2015, Executive Decree No. 39219-MINAE was published in La Gaceta No. 200, which declared of public interest and with the rank of Sectoral Public Policy the execution of the actions established in the \"VII National Energy Plan 2015-2030.\"\n\nV. That on February 8, 2019, the General Directorate of the Regulation Development Center (DGCDR), through official letter OF-0040-CDR-2019, requested from the distribution companies the contract date information for distributed generators (Folio 55 expediente PIRM-001-2019)\n\n \n\nVI. That on February 11, 2019, the Regulador General, through official letter OF-0110- RG-2019, requested a proposal focused on identifying opportunities for improvement in the legal and regulatory framework applicable to distributed generation, and to propose the modifications deemed necessary for the appropriate integration of distributed resources into the SEN. (Folio 45 expediente PIRM-001-2019)\n\nVII. That on March 1, 2019, the DGCDR, through official letter OF-0085-CDR-2019, appointed the task force responsible for developing the proposal requested by the Regulador General, through official letter OF-0110-RG-2019. (Folio 44 expediente PIRM-001-2019)\n\nVIII. That on July 22, 2019, the Comptroller General of the Republic (CGR), through official letter DFOE-AE-0344, sent Report No. DFOE-AE-IF-00008- 2019, Coordinated operational audit on renewable energies in the electric sector. In which it states \"TO ROBERTO JIMÉNEZ GÓMEZ IN HIS CAPACITY AS REGULADOR GENERAL OF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY OR TO WHOMEVER HOLDS THE POSITION IN HIS PLACE 4.8. Develop a comprehensive solution that ensures the correct allocation of costs according to the different uses and requirements of electric service users, in the network usage tariffs for distributed generation, in accordance with articles 5 and 31 of Ley 7593 and 39 of Decreto Ejecutivo 39220-MINAE. Send to the Contraloría General a progress report every six months starting on January 30, 2020, and the resolution approving the comprehensive solution, no later than July 31, 2022.\" (Folios 13-40 expediente OT-695-2019)\n\nIX. That on November 2, 2020, the DGCDR, through official letter OF-0615-CDR 2020, proposed to the Regulador General the integration of the task force to address the CGR's recommendations indicated in official letter DFOE-AE-IF 00008-2019 regarding the audit of renewable energies in the electric sector (distributed generation) and attention to possible changes in the regulation of this activity. (Folios 412-413, expediente PIRM-005-2021)\n\nX. That on May 13, 2021, the DGCDR, through official letter OF-0131-CDR-2021, informed the Regulador General about the confirmation and adjustment of the task force, proposing as members for the \"Tariff methodology for distribution tolls and distributed generation\" Tony Mendez Parrales as coordinator, and as members: Ariel Solórzano Gutiérrez, Edwin Canessa Aguilar, Edgar Cubero Castro, Edwin Espinoza Mekbel, Álvaro Barrantes Chaves, Allan Quesada Rojas, and Luis Miguel Alfaro Paniagua. (Folios 71-78 expediente PIRM-005-2021)\n\nXI. That on May 17, 2021, the Regulador General, through official letter OF-0302- RG-2021, gave approval to the integration of the task force according to the detail in official letter OF-0131-CDR-2021. (Folio 79 expediente PIRM-005- 2021)\n\nXII. That on May 11, 2021, through resolution RE-0143-JD-2021, published in Supplement No. 97 to La Gaceta No. 94 of May 18, 2021, the Board of Directors of Aresep approved the procedures for the operation of the National Electric System (SEN). In said resolution, 10 procedures were approved, of which the 8th refers to the \"Procedure for Integration into the SEN of variable renewable energies and storage systems\". Said procedure, like the others, was proposed before Aresep by the Electric System Operation and Control Division (formerly called CENCE) as the System Operator and Market Operator (OS/OM) of Costa Rica, technically evaluated by the Energy Superintendency (IE), and submitted to public consultation, as part of the due process.\n\nXIII. That on January 7, 2022, Ley N° 10086 \"Promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources\" was published in Digital Supplement No. 3 of the Gaceta No. 3.\n\nXIV. That on May 17, 2022, through official letter OF-0153-CDR-2022, the DGCDR made a request to the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory (DGAJR) for an opinion on the applicable citizen participation mechanism for the case of two regulatory instruments to be developed as provided in Ley No. 10086, article 6 subsection f, points i) and ii). (Folios 174-175, expediente OT-016-2023)\n\nXV. On May 26, 2022, the DGAJR, through official letter OF-0405-DGAJR-2022, addressed the query regarding the applicable citizen participation mechanism for the development of the regulatory instruments indicated in subsection f) points ii) and iii) of article 6 of the Ley \"Promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources, No. 10086\", made by the DGCDR through official letter OF-0153-CDR-2022, requesting that said directorate \"indicates beforehand, the type(s) of regulatory instrument(s) that would be prepared in order to comply with subsections i) and ii) of subsection f) of article 6 of Ley N°10.086, whether it is a tariff methodology, a regulation\". (Folios 269-270, expediente OT-016-2023)\n\nXVI. On June 1, 2022, the DGCDR, through official letter OF-0175-CDR-2022, in response to the cited official letter OF-0405-DGAJR-2022, stated \"the types of regulatory instruments that would be prepared in order to comply with subsections i) and ii) of subsection f) of article 6 of Ley N° 10.086, will be technical procedures that will serve as a methodological guide so that both the companies and the System Operator can apply them\". (Folios 271-272, expediente OT-016- 2023)\n\nXVII. That on June 6, 2022, the DGAJR, through official letter OF-0421-DGAJR-2022, responded to the query regarding the applicable citizen participation mechanism for the development of the regulatory instruments indicated in subsection f) points i) and ii) of article 6 of the Ley \"Promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources\", No. 10086, concluding among other things that \"said technical procedures could equally have an impact on the legal sphere of the citizenry, which would warrant holding a public consultation, in order to provide the necessary space for citizen participation\". (Folios 273-285, expediente OT-016-2023)\n\nXVIII. That on July 4, 2022, through official letter OF-0215-CDR-2022, the DGCDR made a query to the DGAJR regarding the approver and person responsible for the public consultation process for the technical procedures indicated in Ley No.10 086. (Folio 286, expediente OT-016-2023)\n\nXIX. That starting July 12, 2022, working sessions were coordinated with DOCSE in its capacity as System Operator (OS) to specify the minimum electrical and statistical technical information and analysis required by variable renewable generation technology that must be considered.\n\nXX. That on August 1, the DGAJR, through official letter OF-0551-DGAJR-2022, responded to official letter OF-0215-CDR-2022, indicating that \"the CDR, according to its functions, is called upon to develop the regulatory instruments provided for in Ley N° 10.086 and to process the respective procedure, whose proposals would be submitted for approval by the Board of Directors, for which it must instruct the public consultation procedure, as appropriate\". (Folios 287 to 292, expediente OT-016-2023)\n\nXXI. That on December 14, 2022, through official letter OF-0422-CDR-2022, the DGCDR sent to the Regulador General, in his capacity as president of the Board of Directors, report IN-0082-CDR-2022 of December 13, 2022, with the proposal for the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system\", along with its annexes, and the corresponding draft resolution of the Board of Directors, for its respective processing. (Folio 50-51, expediente OT-016-2023)\n\nXXII. That on January 23, 2023, through agreement 03-06-2023, of the minutes of extraordinary session 06-2023, the Board of Directors resolved, by unanimous vote of the members present: Submit to the public\n\nconsultation procedure the following proposal for \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system\".\n\nXXIII. That on January 23, 2023, the Secretariat of the Board of Directors, through official letter OF-0043-SJD-2023, communicated agreement 3-06-2023 to the DGCDR, the General Directorate of User Services (DGAU), and the Department of Document Management (DGD), so that the call for public consultation and the opening of the file for the proposal of the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System\" would be carried out. (Folio 1, expediente OT-016-2023).\n\nXXIV. That on January 26, 2023, through official letter OF-0014-CDR-2023, the General Directorate of the Regulation Development Center requested the DGAU to issue the call for the corresponding public consultation (visible at folios 52 to 54).\n\nXXV. That on February 1, 2023, the Executive Branch published, in Supplement No. 17 of La Gaceta No. 18, Decreto 43879-MINAE \"Regulation to the Ley for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources, No.10086 of January seven, 2022\".\n\nXXVI. That on February 6, 2023, the invitation to interested parties to present their oppositions or coadjuvancies to this public consultation was published in the official gazette La Gaceta No. 21. (Folios 165 to 166)\n\nXXVII. That on February 7, 2023, the invitation to interested parties to present their oppositions or coadjuvancies to this public consultation was published in the nationally circulated newspapers La Teja and Diario Extra. (Folios 165 to 166)\n\nXXVIII. That February 24, 2023, was the last date to receive oppositions or coadjuvancies.\n\nXXIX. That on February 27, 2023, the DGAU, through report IN-0107- DGAU-2023, issued the \"Report of Oppositions and Coadjuvancies\" presented during the public consultation held regarding the proposal \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System\". (Folios 171 to 172)\n\nXXX. That on April 21, 2023, through report IN-0018-CDR-2023, the Task Force sent to the director of the DGCDR the technical report on the responses to the positions presented in the public consultation that concluded on February 24, 2023, for the purpose of reviewing the proposal \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System.\" (Folios 294 to 322)\n\nXXXI. That on April 23, 2023, through report IN-0019-CDR-2023, the Task Force sent to the director of the DGCDR the final technical report for the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System.\" (Folios 323 to 369)\n\nXXXII. That on April 24, 2023, through official letter OF-0128-CDR-2023, the DGCDR sent to the President of the Board of Directors, report IN-0019-CDR-2023 corresponding to the final technical report for the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System\" and report IN-0018-CDR-2023, which corresponds to the technical report on the responses to the positions presented in the public consultation, as well as the draft resolution. (Folios 370 to 371)\n\nXXXIII. That on April 25, 2023, the SJD, through memorandum ME-0062-SJD 2023, forwarded the position analysis report, final technical report, and draft resolution for the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system\" to the DGAJR for its analysis. (Folio 372)\n\nXXXIV. That on May 11, 2023, the DGAJR, through official letter OF-0272-DGAJR 2023, issued an opinion regarding the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system\". (Folios 373 to 384)\n\nXXXV. That the useful and necessary steps for the issuance of this resolution have been carried out.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. That Ley 7593, in its article 5 subsection a, provides that Aresep is the competent entity to set the prices and tariffs for public services, according to the methodologies that it itself determines, and must ensure compliance with the standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of such public services, among which is the supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\nII. That from the foregoing, it is clear that Aresep can issue tariff methodologies, standards, technical regulations, procedures, protocols, among others; it is necessary to consider that all of them form part of a broad normative scope that seeks to establish rules guiding the regulatory work so that Aresep exercises the competencies and powers provided by Ley N° 7593.\n\nIII. That article 6 of Ley 10086 provides that Aresep is the competent entity to issue, approve, and oversee compliance with all the regulatory instruments required to ensure the quality, reliability, and safety, as well as for the efficient, safe, and sustainable integration of distributed energy resources; and to set the respective tariffs.\n\nIV. That in the case at hand, the technical procedures referred to in article 6 subsection f) points i) and ii) of Ley N° 10.086 are associated with the correct application of the regulatory framework related to distributed energy resources from renewable sources. Said regulatory framework is composed, as provided by Ley N° 10086, of a series of regulatory instruments, all of which are in the process of being developed by Aresep, in light of the transitional provisions set forth in that same regulatory body.\n\nV. That the Internal Regulation of Organization and Functions of the Public Services Regulatory Authority and its deconcentrated body (RIOF), in its article 6, subsections 14) and 16) in conjunction with article 53 of Ley N° 7593, has defined that it is the Board of Directors of Aresep that shall proceed with the approval of the tariff methodologies and the technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established by law.\n\nVI. That Ley N° 7593 and the RIOF do not list all the possible regulatory bodies that Aresep issues; likewise, those not listed must be given the same treatment as those mentioned, since, in the same way, they are required for the correct application of the regulatory framework for public services established by law.\n\nVII. That, from the harmonious interpretation of the indicated norms, within a framework of reasonableness and logic, it emerges from the spirit of these that the approval of such procedures corresponds to the Board of Directors of Aresep, in application of the principle of parallelism of forms (derived from article 7 of the General Law of Public Administration) that governs in Administrative Law, as they are instruments of general scope, affecting a plurality of actors.\n\nVIII. That from the aforementioned report IN-0019-CDR-2023, which serves as the basis for this resolution, it is pertinent to extract the following:\n\n[.]\n\n \n\n3. JUSTIFICATION\n\nThe high penetration of variable renewable energies in the National Electric System (SEN), as well as the technological evolution of distributed energy resources and their accelerated incorporation into the national electric grid from 2015 to date, especially of predominantly photovoltaic distributed generation systems, makes the definition of a procedure for the safe penetration capacity of variable renewable energies in the SEN pertinent.\n\nThis instrument also responds to compliance with the provisions of Ley No. 10086, in its article 6, subsection f) point ii), in which the legislator defined for the Public Services Regulatory Authority (Aresep) the function of preparing the regulatory instrument that the System Operator must apply to determine the safe penetration capacity of renewables into the SEN.\n\n3.1. Electric matrix of Costa Rica\n\nIn Costa Rica, between 2015 and 2021, on average, 99% of the energy produced comes from renewable sources; our country is a pioneer in the incorporation of renewable energies into the electric matrix. Costa Rica exhibits an electric matrix from clean resources such as hydro, geothermal, wind, solar, and biomass; along with a portion of thermal generation.\n\nThe country's first wind farm, called Plantas Eólicas SA (PESA), began operation in 1996, being the first large-scale wind plant and first variable renewable energy plant in Latin America. Initially, this farm had 58 turbines of 20 meters in height and a total capacity of 23 MW.\n\nIn recent decades, several renewable generation plants have been connected to the SEN, especially from variable sources such as wind and solar. These changes can be observed in the following figure; the installed capacity related to hydro grew by 42% with 145 units, wind by 194% with 276 units, and solar went from 0 kW in 2011 to 1000 kW in 2021 with 10 units.\n\nThe installed capacity whose source is wind or solar for the year 2016 represented 5% of the electric matrix, a figure that doubled in ten years reaching 11.2% in 2021 (cuadro 1).\n\n \n\nCuadro 1. Percentage distribution of installed plate capacity as of December 2011, 2016, and 2021\n\nThe energy production for some sources is presented in figure 2; the greatest increases are seen in solar energy (2953.3% between 2012 and 2021) and wind (197.8%); meanwhile, production from bagasse experienced a decrease of 17.5% and hydro grew by 14.2%.\n\n \n\n3.2. Evolution of distributed generation\n\nIn recent years, numerous distributed generation systems, predominantly photovoltaic, have been integrated into the distribution networks. Figure 3 shows the growing trend in the installed capacity of distributed generation for the years 2020 and 2021.\n\nBy December 2021, there were 66,888 kW of installed capacity in distributed generation, 97% of which corresponds to photovoltaic systems, 1.5% to biomass, and the remaining 1.5% to hydro. 55.6% of the installed capacity is associated with CNFL, while in Cooperalfaroruiz the lowest number of distributed generators and installed capacity is recorded (Cuadro 2).\n\nOn the other hand, the average installed capacity differs by company; for example, in Coopeguanacaste the lowest average installed capacity is recorded (15.17 kW per distributed generator), while in Coopelesca the highest average is recorded, 60.78 kW per distributed generator.\n\n \n\nIn the study \"Global photovoltaic power potential by country\"1 by the World Bank, prepared in June 2020, a comparison was made between countries using data from the Global Solar Atlas (GSA). As part of the results of said work, the following map of the solar resource is available, detailing the country's photovoltaic electric potential. The map shows areas with higher photovoltaic electric potential in more intense colors, with the Pacific coast standing out as the one with the greatest potential, especially in the province of Guanacaste.\n\n \n\n1 https://documents1.worldbank.org/curated/en/466331592817725242/pdf/Global-Photovoltaic-Power-\nPotential-by-\n\nCountry.pdf\n\n \n\n \n\nIn said information source, it is stated: \"Finally, countries in the middle range between 3.5 and 4.5 kWh/kWp correspond to 71% of the world's population. This includes five of the six most populous countries in the world (China, India, USA, Indonesia, and Brazil) and 100 other countries (Canada, the rest of Latin America, southern Europe, and African countries around the Gulf of Guinea, as well as central and southeast Asia).\"2\n\n2 Own interpretation from the original text: \"Finally, countries in the favorable middle range between 3.5 and 4.5 kWh/kWp account for 71% of the global population. These include five of the six most populous countries (China, India, the United States, Indonesia, and Brazil) and 100 others (Canada, the rest of Latin America, southern Europe, and African countries around the Gulf of Guinea, as well as central and southeast Asia).\"\n\nAlso, information is available for each country; figure 5 presents the data for Costa Rica. In the national territory, the average practical average (level 1) is 4,093 kWh/kWp3, with which Costa Rica places 129th worldwide, meaning, when compared with the rest of the countries regarding the solar resource, our country is located in the middle range of photovoltaic electric potential.\n\n3 Own interpretation of the original text: \"Average practical potential, level 1 / rank 4.093 kWh/kWp /129\"\n\n \n\n \n\nParticularly within the country, roughly speaking, the greatest solar resource occurs in the northwest region and the Pacific slope, along with some small regions in the central part of the country; the medium potential is located in the North Caribbean region, and the minimum values occur in the Central Mountain System.\n\nRegarding the economic viability of distributed generation, a study by the Universidad de Costa Rica4 determined that distributed generation for self-consumption is more profitable for residential producer-subscribers whose monthly consumption is between 200 kWh and 1500 kWh; in this case, the investment would be amortized over approximately ten years. On the other hand, for producer-subscribers with monthly consumption of less than 200 kWh, the investment amortization period is 30 years (assuming current tariffs and prices).\n\n4 Universidad de Costa Rica, School of Electrical Engineering. (2015). Technical-Financial Analysis of Distributed Generation at CNFL. San José, Costa Rica: Universidad de Costa Rica, School of Electrical Engineering.\n\nIn the case of producer-subscribers subject to industrial and medium voltage tariffs, it is estimated in said study that the recovery of the investment is achieved in around 15 years for clients with monthly electricity consumption of less than 3000 kWh, which results in an incentive for self-consumption to stay below the 3000 kWh limit.\n\nIt should be noted that, according to the optimal allocation model for photovoltaic generation capacity (maximizes the generator's profitability) and an installation probability for each CNFL client for which the study was conducted, the highest probability of installing photovoltaic systems occurs in the cantons with the highest level of development.\n\n \n\n4. LEGAL FRAMEWORK\n\nThe establishment of regulatory instruments such as the one proposed in this document is based on the exclusive and exclusionary powers that Aresep has defined by law, which are cited below.\n\n4.1. On the regulation of the electric energy supply service in Costa Rica\n\nRegarding the electric sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans concerning this sector, which guide the actions of the agents, corresponds to the Sub-Sectoral Energy Planning Secretariat (SEPSE), belonging to the Ministry of Environment and Energy (MINAE), the entity that prepares the National Energy Plan (PNE) (currently, the VII National Energy Plan 2015-2030 is in force), and the Ministry of National Planning and Economic Policy, with the National Development and Public Investment Plan (PNDIP)(*), to which ARESEP is subject, according to the provisions of article 1, second paragraph, of the ARESEP Law.\n\n(*)(Note from Sinalevi: Its denomination modified as such by subsection a) of article 43 of the Regulation for the Implementation of Ley N°10441 of March 13, 2024, and the Operation of the National System of Public Investment, approved by Decreto Ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously it stated \"National Development Plan (PND)\")\n\nAs indicated in the preceding section, the regulatory work for the electric energy supply service in all its stages is the responsibility of ARESEP, as indicated in article 5.a) of Ley Nº 7593. The provision of this public service, like any other, requires ARESEP to set tariffs, in accordance with the applicable regulations and the methodologies established for that purpose.\n\n \n\nRegarding the electric energy supply service, ARESEP must also carry out its work in view of the \"Sectoral Regulation of Electric Services\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides the following:\n\n\"Article 1. Scope of application. This Regulation defines and describes the main conditions under which the electric service must be supplied, under normal operating conditions.\"\n\nIts application is mandatory for electric companies established in the country or that may become established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.\n\nThe conditions stipulated herein may be partially or totally expanded and detailed by the terms of the service provision contract, signed between the subscriber and the electric company, with prior authorization from the Regulatory Authority, provided that the service conditions for third parties are not affected.\n\n\"Article 2. Object. This Regulation defines and provides the general conditions under which the regulation of the electric service provided by companies to subscribers and users will be exercised, in the technical and economic areas.\"\n\nLikewise, the \"Regulation of Concessions for the Public Service of Electric Energy Supply\" (Decreto 30065-MINAE) establishes:\n\n\"Article 2°- This Regulation aims to establish the requirements and regulations for concessions regarding the provision of the public service of electric energy supply, in accordance with Articles 5 subsection a) and 9 of Ley Nº 7593\n\n(...).\n\nArticle 3°- MINAE will process everything related to the granting and cancellation of public service concessions for electric energy supply in its stages of generation and distribution and commercialization of electric energy, except for those applications covered by Ley N.º 7200 and its reforms, which will be processed by ARESEP, as provided in article 9 of Ley N.º 7593.\"\n\nNow, the electric supply system comprises the set of means and useful elements for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electric energy.\n\n \n\nDepending on the stage in which the electric energy supply service finds itself, so will be the intervention of the various participants in the sector and, accordingly, ARESEP will set the respective tariffs.\n\n \n\nIt is important to mention that the PGR, in opinion C-293-2006, reiterated ARESEP's competence to set tariffs for the public service of electric energy supply in all its stages. It cites, in relevant part:\n\n\"(...) The supply of electric power in the generation, transmission, distribution, and commercialization stages is a public service. Due to this nature, subsection a) of Article 5 of Law No. 7593 grants the Regulatory Authority for Public Services the authority to set the prices and rates for the supply of electric power in those generation, transmission, distribution, and commercialization stages. As can be observed, the law grants ARESEP the authority to fix rates for the public service of supplying electric power in all its stages, that is, from its generation to its commercialization (...)\".\n\nIn this vein, it must be noted that distributed generation regarding simple net metering was delimited by what was established in the PGR opinion C-165-2015 and Executive Decree No. 39220-MINAE, \"Reglamento Generación Distribuida para Autoconsumo con Fuentes Renovables Modelo de Contratación Medición neta sencilla\"; a regulation that was completely repealed by Decree 43879-MINAE, \"Reglamento a La Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables, N°10086 del siete de enero del 2022\", in its Article 29; published by the Executive Branch in Alcance N° 17 to Gaceta N° 18 of February 1, 2023.\n\n4.2. On the authority of the Regulatory Authority for Public Services\n\nARESEP is an autonomous institution with its own legal personality and assets, which exercises regulation of the public services established in Law No. 7593, or those services that the legislator defines as such (Articles 188 and 189 of the Political Constitution and Article 1 of Law No. 7593). Specifically, this Law establishes, in its Article 5.a, that the electric service, in all its stages, constitutes a regulated public service.\n\nNumeral 3.a) of Law No. 7593 defines public service as that which, due to its importance for the sustainable development of the country, is so classified by the Legislative Assembly, with the purpose of subjecting it to the regulations of said law.\n\nArticle 4 of Law No. 7593 establishes as fundamental objectives of ARESEP, among others: \"c) Ensuring that public services are provided in accordance with what is established in subsection b) of Article 3 of this law; d) Formulating and ensuring compliance with quality requirements (...) and (...) f) Exercising, in accordance with the provisions of this law, the regulation of public services.\"\n\nThe foregoing is consistent with what is established in the Sectorial Regulation for Electric Services, Executive Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, a rule that defines and describes the principal conditions under which the electric service must be supplied, which establishes in its Article 3, among others, energy quality and establishes in its Articles 16 and 19, that the technical factors under which the provision of service to customers and users will be regulated and evaluated shall be: a. The quality of the voltage and frequency of the energy served; b. The continuity and reliability of the energy supply; and c. The quality and timeliness of the service provision.\n\nAs indicated, Law No. 7593 granted ARESEP sufficient powers to exercise regulation of the public services provided in the country, including those of supplying electric power in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, as established in numeral 5. a) of Law No. 7593.\n\nArticle 6.d) of Law No. 7593 establishes as an obligation of ARESEP \"(...) setting the rates and prices in accordance with technical studies,\" in relation to provisions in numerals 3.b); 6.a) and f); 20; 31 to 37 of the same legal body, through which the parameters, criteria, and central elements for setting rates in accordance with the principle of service at cost are fixed, an obligation reiterated in Article 4.a).2) of the Regulation to Law No. 7593, Decree 29732-MP.\n\nArticle 9 of Law No. 7593 establishes that, to be a provider of the public services referred to in said law, the respective concession or permit from the competent public entity on the matter must be obtained, as provided in Article 5 of Law 7593. Excepted from this obligation are public institutions and companies that, by legal mandate, provide any of these services. However, all providers shall be subject to Law 7593 and its regulations.\n\nLikewise, it provides that no provider of a public service described in Article 5 of this Law may provide the service if it does not have a rate or a price previously set by ARESEP.\n\nOn the other hand, Article 14 of the ARESEP law establishes that the obligations of providers are:\n\n\"a) Complying with the provisions issued by the Regulatory Authority regarding service provision, in accordance with what is established in the respective laws and regulations.\n\nb) (.)\n\nc) Timely supplying the Regulatory Authority with the information requested, relating to service provision.\n\n(.)\"\n\nIn this vein, it is the responsibility of ARESEP to ensure compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates; authority regarding which Article 5 of Law No. 7593 refers to Article 25 ibidem, which establishes that ARESEP shall issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case.\n\nThese standards must be harmonized with Articles 32, 34, 41, and 42 of Executive Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, which establish the following of interest:\n\n\"Article 32.- Technical and rate monitoring regarding the conditions of service provision.\n\nThe Regulatory Authority shall monitor the different regulated services of the electric industry to establish compliance with the conditions of service provision; for this purpose, it shall use:\n\na. The information requested from the regulated companies, according to Article 24 of Law No. 7593.\n\nb. Compliance with current regulations.\n\nc. The tariff provisions provided in the resolutions issued by the Regulatory Body.\n\nd. The customer service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory compliance.\n\ne. Any other information that, in the Regulatory Authority's judgment, is necessary to fulfill its functions.\"\n\n\"Article 34.- Issuance of technical and economic standards.\n\nThe Regulatory Authority, in accordance with the provisions of Law No. 7593 and after consultation and coordination with the electric companies, shall issue the standards under which the service shall be regulated and evaluated, which include the regulation and evaluation factors contained in Article 16, in such a way that the necessary balance is achieved between the appropriateness and feasibility of the investments required by each electric company and the guarantee of continuous improvement of the regulation and evaluation factors.\" (Emphasis added).\n\n\"Article 41.- Responsibility of the Regulatory Authority.\n\nAs part of the responsibilities and powers assigned to the Regulatory Authority by Law No. 7593, it shall be responsible for:\n\na. Promulgating the technical and economic standards for the proper provision of the service.\n\nb. Evaluating, regulating, and supervising the application and compliance with the rules of this regulation and the corresponding standards.\n\nc. Applying the sanctions stipulated in Law No. 7593 and its Regulation.\"\n\n\"Article 42.- Sanctions. The sanctions to be applied for non-compliance with the rules of this regulation or the technical and economic standards issued by the Regulatory Authority shall be applied in accordance with the provisions of Law No. 7593 and related laws.\"\n\nFrom these norms, it can be understood that ARESEP has exclusive and exclusionary authority for the regulation of the public services indicated in Law No. 7593, an authority that is non-waivable, non-transferable, and imprescriptible, as established in numeral 66 of the General Law on Public Administration (LGAP).\n\nIn that sense, defining and establishing the tariff methodologies or models, setting the rates for public services subject to its regulation, the procedures and technical standards that guarantee the correct provision of public services, forms an essential part of the powers conferred upon ARESEP.\n\nRatifying the foregoing, the First Chamber of the Supreme Court of Justice, in judgment No. 001687-F-S1-2012, has stated regarding the powers of ARESEP, that \"the Regulatory Authority constitutes the public authority that, through its actions, enables the realization of these postulates (...). Its exclusive and exclusionary powers allow it to establish the economic parameters that will regulate the contract, balancing the interest of the operator and that of the users.\"\n\nNow, as previously indicated, ARESEP has exclusive and exclusionary powers to set rates, establish the methodologies, procedures, and technical standards, and in this exercise, the provisions of Law No. 7593 already analyzed must be considered.\n\nIn this sense, said regulatory instruments must adjust to the reality of the public service provision in question, in accordance with factual, technical, scientific, or legal criteria in fulfillment of the public interest, for which ARESEP holds exclusive and exclusionary technical powers.\n\nTo exercise these powers, ARESEP must always be governed by the principle that all its actions must be issued adhering to the unequivocal rules of science and technique, as stated in Article 16 of the General Law on Public Administration, Law No. 6227:\n\n\"(.)\n\nArticle 16.-\n\n1. In no case may acts contrary to unequivocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience be issued.\n\n2. The Judge may control the conformity of the discretionary elements of the act with these non-legal rules, as if exercising a legality review.\n\n(.)\"\n\nNow, in accordance with the provisions of Law No. 10086, in its Article 6, subsection f) point ii), in which the legislator defined for ARESEP the function of developing the regulatory instrument that the System Operator must apply to determine the safe penetration capacity of renewables to the SEN. Said Law will be analyzed in the following point.\n\nIn this manner, ARESEP has broad powers to establish and use the regulatory instruments it deems appropriate, as long as reasonableness, proportionality, the rules of science and technique, or the elementary principles of justice, logic, or convenience are respected (Article 119 of the Administrative Contentious Procedure Code in conjunction with Articles 15, 16, 158 subsection 4, and 160 of the LGAP).\n\nAdded to the above, it is necessary to refer to the issue of the technical discretion of ARESEP to develop, define, and establish regulatory instruments, and the exclusive and exclusionary powers thereof, among other things, to determine the procedures and technical standards that allow it to exercise its regulatory function, in accordance with Articles: 4, 5 subsection f); 6, 31; 53 subsection n); all of Law No. 7593, as well as Article 6 subsection 16) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its Deconcentrated Body (RIOF). Thus, the discretion is to choose, in a first stage, the corresponding technical instruments, which will be those applied in a second moment after their formalization, a stage in which a reduction of ARESEP's discretion operates.\n\nNow, the regulatory instrument proposed here is specifically one of the technical procedures that will serve as a methodological guide and that would include criteria, so that those affected can assess the penetration capacity mentioned in point ii) of subsection f) of Article 6 of Law No. 10086. Therefore, it is concluded that it would be a technical procedure and not tariff models or methodologies.\n\nFor its part, it is also necessary to observe that subsection c) of that same article refers to the formulation and review of technical regulation, as provided in Article 25 of Law No. 7593. Said article provides:\n\n\"Article 25.- Regulation\n\nThe regulatory authority shall issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the Country or abroad, for each case.\"\n\nUnderstood, in general terms, regulation as a set of norms or rules, it must be considered that in the case of the transcribed Article 25, the regulation refers to a set of rules or norms associated with the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision, which ARESEP defines so that no one can provide the public services inappropriately.\n\nAs established by the CDR in official communication OF-0175-CDR-2022, of June 1, 2022, the mentioned technical procedures would have a function as a methodological guide based on various criteria, which shows that it would not specifically be a technical regulation, in which rules and norms associated with the conditions of public service provision (quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision) are established.\n\nThis proposed procedure involves technical aspects that are dynamic, meaning they can change constantly in the short term, the procedure being an ideal instrument for stipulating these technical aspects because its approval, by its nature, is carried out through a public consultation process, always contemplating the important participation of the interested parties and the analysis of their positions, in compliance with Article 365 of the General Law on Public Administration (LGAP).\n\n4.3. Law No. 10086 \"Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables\"\n\nThe law's objective is to establish the necessary conditions to promote and regulate, under a special regime of efficient, safe, and sustainable integration, activities related to the access, installation, connection, interaction, and control of distributed energy resources based on renewable energy sources. (Law No. 10086, Article 1).\n\nRegarding its scope, Law No. 10086 is applicable to all customers, distributed generators, individuals or legal entities that own or operate DERs, distribution companies, and other participants of the SEN, MINAE, ARESEP, and the system operator. (Law No. 10086, Article 3).\n\nFurthermore, the following pertinent provisions are established in Article 6 of Law No. 10086, which states that the functions of ARESEP are:\n\n(.)\n\na) To issue, approve, and supervise compliance with all regulatory instruments required to ensure quality, reliability, and safety, as well as for the efficient, safe, and sustainable integration of distributed energy resources and the ancillary services they may provide, as provided in this law, in strict adherence to the regulatory principles that guide the process of economic regulation and quality of the public service related to the supply of electric power, in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\nb) To set the rates that are necessary for the adequate integration of distributed energy resources that interconnect to the SEN's grids, as provided in this law, for the optimal development of electric power in Costa Rica and the greater public interest; the rate-setting must guarantee that no subsidies or economic burdens are created in favor of those users who own or install distributed energy resources and to the detriment of customers and participants of the SEN, adhering to good regulatory accounting practices, with the obligation to separate the charges for distributed energy resources from the distribution companies for fixed costs and variable costs of the SEN.\n\nThe rates for the integration and operation of distributed energy resources must consider the cost of ancillary services and backup provided by the SEN, the availability of the grid, interconnection and access costs, distribution and transmission tolls, costs and investments in the grid, as well as any other that ARESEP establishes through the regulatory instrument applicable for that purpose.\n\nc) To issue the applicable regulatory instrument that sets the purchase price for surpluses between distribution companies; as well as between distribution companies and the distributed generator, and for the provision of ancillary services, defined in Article 12 of this law.\n\n(.)\n\nf) To define and formalize the regulatory instrument required for the preparation of studies that must be applied by:\n\ni) Distribution companies to determine the penetration capacity of the different distributed energy resources per distribution circuit that integrate with the SEN's distribution grids.\n\nii) The SO to determine the safe penetration capacity of generation using renewable sources in the SEN.\n\ng) To issue the regulatory instrument to enable the integration of distributed energy resources into the SEN.\n\n(.)\n\nm) To issue and apply the necessary regulatory instruments to regulate binding services of general interest; to the public service established in this law, as well as to define the requirements and conditions to grant their enablement; which will be subject to public service obligations such as (i) quality, (ii) quantity, (iii) reliability, (iv) continuity, (v) timeliness, (vi) safety, (vii) rates, (viii) guarantees of service access, (ix) optimal provision, (x) supply of information.\n\n(.)\"\n\nAs can be observed, Law No. 10086 provides that ARESEP exercises, under the protection of its powers, the regulation of services of general interest (as applicable), even if they are not public services in the strict sense, considering that according to Article 6 of said law, ARESEP must exercise said functions.\n\nNow, regarding services of general interest, in accordance with Article 2, subsection s) of Law No. 10086, the following is indicated:\n\n\". economic activities or services accessory or complementary, linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy needs of general interest subject to specific technical, financial, and accounting public service obligations established by the Regulatory Authority for Public Services, within the framework of this law.\"\n\nIt follows from the above that services of general interest, such as the purchase and sale of electric energy surpluses resulting from distributed generation for self-consumption, are not public services in themselves, but may be directly linked to a public service, that of electric power supply in all its stages, which implies that they could contribute to satisfying the general interest.\n\nAs analyzed by the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory of ARESEP (DGAJR) through official communication OF-0045-DGAJR-2022 —which analyzed the implications of paying the regulatory fee in favor of ARESEP— and with which this Task Force concurs, Law 10086 established that services of general interest are economic activities or services accessory or complementary, linked to a public service expressly regulated by ARESEP, so that they could be intimately associated with said regulation, which implies that, in order to ensure adequate provision of said public service, its regulation must extend to the services linked to it, so as to verify that they effectively interconnect with the electric grid, collaborating and enabling a provision in accordance with Law No. 7593.\n\nAlthough services of general interest, as in the case at hand, are not necessarily automatically regulated by ARESEP, they become part of said regulatory sphere (in application of Law No. 10086 and No. 7593), insofar as they are effectively interacting with the electric grid. That is, it must be considered that services of general interest are associated with the electric power supply service and therefore, with the regulatory sphere, at the moment they interconnect with the SEN, whether or not they deliver surpluses to the grid (subsections k and m) of Article 2 of Law No. 10086), because said interconnection implies being part of the electric grid, which can clearly have implications for its operation and functioning.\n\nFrom the foregoing, it can be concluded that, for services of general interest (established in Article 11), among others the sale of electric energy surpluses resulting from distributed generation for self-consumption, Law No. 10086 establishes in its Article 6 the functions that ARESEP is responsible for carrying out.\n\nThese functions collectively reflect the exercise of all the powers that have been assigned to ARESEP through Law No. 7593: supervisory, regulatory, tariff-setting, and sanctioning, so that the legislator is establishing that this Regulatory Entity must give said services regulatory treatment with the same breadth as the public services defined in Article 5 of Law No. 7593. The foregoing, on the understanding that said services of general interest effectively have an operation that interacts with the electric grid.\n\n4.4. Regulation to the law for the promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources (Decree No. 43879-MINAE)\n\nExecutive Decree No. 43879-MINAE, published in Alcance No. 17 to Gaceta No. 18 of February 1, 2023, repealed Decree 39220 approved to introduce and regulate distributed electric generation in Costa Rica.\n\nDecree 43879 MINAE is justified based on the considerandos that a national decarbonization plan remains in force to substitute petroleum derivatives with electric energy, and that energy resources constitute essential and strategic factors for the socio-economic and sustainable development of the country, so it is indispensable to plan their development in order to ensure the timely and efficient supply of electricity, and thus generate a management strategy that allows state entities related to energy activity, participation, and alliance with the sectors of society, and thereby reduce the vulnerability of our economy to external factors.\n\nThus, in accordance with Article 1 of Decree 43879 MINAE, the objective of this rule is established, stating the following:\n\nArticle 1. Objective. The objective of this regulation is to regulate, in complement to Law 10086, the integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities indicated in the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, safety, and sustainability found in the regulations issued by MINAE and ARESEP.\n\nArticle 3 of that regulatory body establishes that it is mandatory for all customers, distributed generators, individuals or legal entities that own, operate, design, assemble, install, connect, integrate, or control a renewable energy resource, whether for use in end-user facilities or to be interconnected to the national electric system, as well as for electric companies when their DERs or renewable energy devices are interconnected to the SEN, in their different modalities and associated ancillary services to be defined by ARESEP.\n\nThe decree is of utmost importance as it regulates not only electric customers and distribution companies, but also individuals or legal entities involved in the assembly, integration, and installation of devices or equipment known henceforth as DERs.\n\n4.5. Technical Standard for Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)\n\nThe first version of this technical standard was published in Alcance No. 12 to Gaceta No. 69 of April 8, 2014, whose purpose is to define a regulatory framework that articulates the SEN in its entirety, and its latest update was made by the Board of Directors through resolution RJD-030-2016, published in Alcance No. 25 to Gaceta No. 37 of February 23, 2016, in order to address the ruling of the PGR in its Opinion C-165-2015 of June 25, 2015, where it concluded that distributed generation with renewable sources for self-consumption, in its simple netting mode, does not constitute a public service, as it is an activity carried out by customers for the purpose of covering their own electric energy needs, through the application of available electric generation technologies for self-consumption and which are installed on their own initiative.\n\nLikewise, since Law No. 10086 had not been enacted at that time, the PGR concluded then that full net metering should be considered within the provision of public service subject to the provisions of Law No. 7200 and the ARESEP Law. Therefore, distributed generation with the sale of surpluses required a public service concession, in accordance with the provisions of the aforementioned Laws and their reforms.\n\nUpon analyzing the latest current version of the AR-NT-POASEN, it is noted that regarding Distributed Generation, aspects are contemplated that regulate the relationship between the distribution company and producer-consumers and the modalities of distributed generation for self-consumption with renewable sources interconnected to the grid, as well as compliance with technical standards in distribution matters, so that the connection of these elements does not cause impacts to the electric distribution system, being subject to review of the current technical standards following the entry into force of Law No. 10086.\n\n4.6. Technical Standard for the Supervision of the Commercialization of Electric Supply in Low and Medium Voltage (AR-NT-SUCOM)\n\nThis technical standard is important because it defines, among other aspects, the technical, commercial, and contractual conditions between the producer-customer and the distribution company. According to this standard, any customer wishing to generate their own electricity must sign a contract with the electric service distribution company, as stipulated in Chapter XVI in its Article 127: \"Any current or future customer or user may become a producer-customer or user by signing an 'Interconnection Contract for Producer Customers'.\"\n\nIt is important to highlight that MINAE, with the objective of standardizing contractual elements between the parties (producer-customer and distribution company), defined a model contract for the interconnection service. This provides a certain degree of security for the customer, in the sense that the elements described in the contract are endorsed by the governing body.\n\nLikewise, the producer-customer must pay the corresponding cost for access and interconnection to the distribution grid; regarding this, Article 133 states: \"The producer-customer shall pay the electric company monthly the cost of access and interconnection to the distribution grid, as established by the Regulatory Authority.\"\n\nIn addition, the producer-customer must pay charges related to public lighting in their billing, as indicated in Article 135:\n\n\"Producer-consumers shall pay for public lighting on the total energy withdrawn from the grid, which shall be understood as the sum of the energy withdrawn from the deferred consumption associated with generation for self-consumption in its simple net metering contractual modality and the energy sold by the distribution company.\"\n\nIn summary, the AR-NT-SUCOM technical standard regulates engineering-technical elements of electric supply quality. In addition, it establishes the commercial and contractual aspects between the different types of customers (including the producer-customer) and the distribution companies, for which it assigns an entire chapter on the matter.\n\nLike the AR-NT-POASEN standard, the current AR-NT-SUCOM is currently in a review process following the entry into force of Law No. 10086, which, as has been indicated, represents a series of significant changes in the legal, economic, and technical framework of distributed energy resources.\n\n4.7. On the type of regulatory instrument to be developed under Article 6, subsection f) of Law 10086\n\nOn May 17, 2022, via official letter OF-0153-CDR-2022, a request was made to the DGAJR for a criterion on the citizen participation mechanism applicable to the case of two regulatory instruments to be developed as provided in Law No. 10086, article 6, subsection f, points i) and ii).\n\nRegarding this point, the analysis carried out by DGAJR via official letter OF-0421-DGAJR-2022 is reiterated —which analyzed the citizen participation mechanism applicable to the development of regulatory instruments indicated in subsection F) Point II) and III) of article 6 of the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources, No. 10086—, and with which this Task Force fully agrees, from which, due to the importance of said analysis in this report, the following conclusions are extracted:\n\n(.)\n\n1. Article 6, subsection f), points ii) and iii), of Law No. 10086, provides that Aresep define and formalize the regulatory instruments required so that both the distribution companies and the OS determine the penetration capacity, in the first case, of the different distributed energy resources per distribution circuit that are integrated with the SEN distribution networks, and in the second case, of generation using renewable sources in the SEN.\n\n2. Subsection f), points ii) and iii) of article 6 of Law No. 10086, refers to \"regulatory instruments,\" without specifying the type of instrument, so it is understood that the legislator left the definition of this aspect to the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Aresep), so that it is this entity, within the scope of its competencies as provided by Law No. 7593 and considering the technical specialty that characterizes it, that determines the type of regulatory instrument that would need to be developed, approved, and applied.\n\n3. Within the range of regulatory instruments, there is a possibility, depending on each particular case, for Aresep to issue tariff methodologies, regulations or technical standards, procedures, among others, with the type of instrument being determined according to its content and purpose.\n\n4. The development of each regulatory instrument must go through due process, part of which involves the application of a citizen participation mechanism that allows the intervention of the different interested parties in its development. However, the applicable mechanism depends on the type of instrument to be developed, so it is essential to define it in order to determine whether a hearing or a public consultation should be held.\n\n5. As indicated by the CDR in official letter OF-0175-CDR-2022 of June 1, 2022, the regulatory instruments to be proposed will be technical procedures, which would serve as a methodological guide, with criteria that will guide the assessment for both the case of point ii) and iii) of subsection f) of article 6 of Law No. 10086.\n\n6. To exercise the right of citizen participation, various mechanisms have been defined that allow the timely and active intervention of the citizenry, namely: the public hearing and the public consultation, as the case may be. Both are recognized citizen participation mechanisms in public service regulation, but they are applicable in different cases.\n\n7. Regarding the public hearing, the legislator was explicit in providing in article 36 of Law No. 7593 the specific scenarios in which the application of this mechanism is essential.\n\n8. The list incorporated by the legislator in article 36 of Law No. 7593 is not exhaustive regarding the totality of matters that the law analyzes in the exercise of its competencies, leaving many others that it must equally resolve excluded from the holding of a public hearing.\n\n9. Aresep has been applying another citizen participation mechanism: the public consultation, which also implies that any interested party can intervene with their position and arguments in the discussion regarding a specific proposal under study.\n\n10. Based on the fact that the regulatory instruments to be issued would be technical procedures and not technical regulation as such, or tariff models or methodologies, it is possible to rule out their relationship with subsections c) and d).\n\n11. Although the public hearing would not be applicable in the case in question, it is necessary to point out that these technical procedures could still have an impact on the legal sphere of the citizenry, which would warrant the holding of a public consultation, in order to provide the necessary space for citizen participation.\n\n(.)\n\n4.8. Regarding the approver and responsible party for the public consultation process for the technical procedures indicated in Law No. 10086.\n\nFinally, on July 4, 2022, via official letter OF-0215-CDR-2022, the CDR consulted the DGAJR regarding the approver and responsible party for the public consultation process for technical procedures indicated in Law No. 10086.\n\nIn this regard, concerning the instance, unit, and responsible party within Aresep for carrying out the public consultation processes and approving the resolutions corresponding to the procedures established in article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086, from the analysis carried out by the DGAJR via official letter OF-0551-DGAJR-2022 of August 1, 2022, the following is extracted as pertinent:\n\n(.)\n\nThe consultation now being considered refers to the institutional unit of Aresep that should carry out said public consultation process and to the body that would be responsible for approving the procedures.\n\nIn this regard, the first thing that must be noted is that article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086 only provides that the definition and formalization of these procedures will be part of Aresep's functions, without defining any detail about the procedure to follow for their development and approval, so it will be Aresep itself that must define what is appropriate.\n\nHaving said the above, it is necessary to consider that, although for purposes of defining the type of citizen participation mechanism that must be applied in a given matter, it is necessary to consider the type of regulatory instrument to be issued (given the exhaustive list provided in article 36, subsections c) and d) of Law No. 7593), in reality, the tariff methodologies and the technical standards or regulations (for which a public hearing is held) are not the only regulatory bodies that Aresep issues in order to fulfill its work, since the normative scope that it, as a regulatory entity, must develop is much broader, encompassing other types of normative tools such as procedures, protocols, among others.\n\nThose other normative bodies issued outside the list in article 36 of Law No. 7593, as long as required by their content and scope, will equally be made known to the citizenry through a public consultation; however, what is of interest at this point is that, regardless of the citizen participation mechanism used to define a regulatory instrument or body, the legal-regulatory framework that Aresep can establish is broad and varied.\n\nNow, given that as appropriate, Aresep can issue tariff methodologies, standards, technical regulations, procedures, protocols, among others, it is necessary to consider that all of them are part of a broad normative scope that seeks to establish rules that guide the regulatory work so that Aresep exercises the competencies and powers established by Law No. 7593.\n\nBased on Law No. 7593, it is denoted that in its literal wording, it only refers to tariff models, standards, and regulations, without expressly mentioning any other type of normative body that Aresep may issue; however, as has been stated, these are not the only ones that can be approved to carry out its regulatory work.\n\nIn this sense, the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body (Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado, RIOF), in its article 6, subsections 14) and 16) in complement to article 53 of Law No. 7593, has defined that it is the Board of Directors of Aresep that proceeds with the approval of the tariff methodologies and technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law.\n\nFrom the above, it follows that, although, as has been said, Law No. 7593 and the RIOF do not indicate the totality of the possible normative bodies that Aresep issues, the ones not indicated must be given the same treatment as those mentioned, since in the same way, they are required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law.\n\nFrom the harmonious interpretation of the indicated rules, within a framework of reasonableness and logic, it is inferred from their spirit that the approval of such procedures corresponds to the Board of Directors of Aresep, in application of the principle of parallelism of forms (derived from article 7 of the General Law of Public Administration) that governs in Administrative Law, as they are instruments of general scope that affect a plurality of actors.\n\nIn this regard, it must be evidenced that the relationship of a normative body or regulatory instrument that is issued with the correct application of the legally established regulatory framework is associated with the functions of the Board of Directors, as the supreme governing body of Aresep, insofar as it is responsible for ensuring the exercise of the powers and competencies that have been conferred upon it as a Regulatory Entity.\n\nIn the case at hand, the technical procedures referred to in article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086 are associated with the correct application of the regulatory framework related to distributed energy resources from renewable sources. Said regulatory framework is composed, as provided by Law No. 10086, of a series of regulatory instruments, all of which are in the process of development by Aresep, in light of the transitory provisions set forth in that same legal body.\n\nThese instruments seek to give applicability to Law No. 10086, given that they are being developed by the CDR considering its functions established in the RIOF, and subsequently, they will be approved by the Board of Directors as well, according to its functions. In this sense, it must be noted that the technical procedures being consulted on are a technical complement to those other instruments under construction, and equally, they will enable the correct application of the regulatory framework.\n\nThe foregoing means that, furthermore, it is reasonable to seek homogeneity and compatibility among all the regulatory instruments to be defined, including the technical procedures in question, which indicates that it is appropriate for the CDR to carry out the process of building them just as with the others, considering that, according to article 21 of the RIOF, said General Directorate is responsible for the institutional process of research and development of regulation, with functions such as: \"(.) 2. Lead the innovation and continuous improvement of the regulation process. 3. Review the validity and competitiveness of the models that are being applied by Aresep to regulate public services. 4. Investigate the best practices and state of knowledge on public service regulation and their applicability in Aresep. (.)\"\n\n(.)\n\nFrom the above, it follows that, except for some case justified by the functions of another institutional unit, the CDR, in accordance with its functions, is called upon to develop the regulatory instruments provided in Law No. 10086 and to process the respective procedure, whose proposals would be submitted for approval to the Board of Directors, for which it must instruct the public consultation procedure, as appropriate.\n\n5. CONCEPTUAL FRAMEWORK\n\n5.1. Purpose\n\nThe main objective is to establish the applicable criteria for the OS to determine the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the SEN, so that the safety, quality, and performance criteria established in the current national and regional regulation are met.\n\n5.2. Scope of application\n\nThis penetration capacity procedure applies to:\n\na. The System Operator (OS).\nb. The Agents of the National Electricity Market (Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, Agentes del MEN)\nc. The generating plants or units of the SEN, including plants connected to the transmission network or connected to the distribution network and with a capacity greater than or equal to one (1) MW, and the companies owning said generation, referred to for this purpose as \"generating agent\" in this technical procedure.\nd. Every auxiliary service provider.\ne. Distributed generators for self-consumption.\n\n[.]\n\nIX. That in ordinary session 45-2024, held on June 6, 2024, the minutes of which were ratified on June 12, 2024, the Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, having analyzed the request made and based on official letter OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, to which report IN-0019-CDR-2023 was attached, which corresponds to the final technical report on the proposal for the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system,\" report IN-0018-CDR-2023, which corresponds to the technical report on the responses to the positions submitted in the public consultation, as well as official letter OF-0272-DGAJR-2023 of May 11, 2023 from the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory, agrees to issue this resolution, as provided.\n\nTHEREFORE\n\nBased on the powers conferred in Law No. 7593 and its reforms, in Law No. 10086, in the General Law of Public Administration No. 6227, in Executive Decree No. 29732-MP, which is the Regulation to Law No. 7593, and in the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body.\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS OF THE REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES\n\nRESOLVES:\n\nI. To acknowledge receipt of official letter OF-0128-CDR-2023, April 24, 2023, to which report IN-0019-CDR-2023 was attached, corresponding to the final technical report on the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System,\" and report IN-0018-CDR 2023, which corresponds to the technical report on the responses to the positions submitted in the public consultation, as well as official letter OF-0272-DGAJR-2023 of May 11, 2023 from the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory.\n\nII. To issue the following \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system,\" to read as follows:\n\nPROCEDURE TO DETERMINE THE SAFE PENETRATION CAPACITY OF\nVARIABLE RENEWABLE ENERGIES\nIN THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM\n 35\n1. GENERAL MATTERS\n 35\n1.1. Purpose 35\n1.2. Scope of application 35\n1.3. Obligations of the subjects of application 36\n1.4. Related documents\n 37\n1.5. Definitions\n 37\n1.6. Acronyms\n 39\n2. APPLICABLE GENERAL CONSIDERATIONS\n 40\n3. TYPES OF GENERATION FACILITIES USING VARIABLE RENEWABLE SOURCES 41\n4. SPECIFIC ANALYSIS AND INFORMATION BY TECHNOLOGY 41\n4.1 Wind 41\n4.2 Solar photovoltaic (plants of generating agents) 42\n4.3 Run-of-river hydroelectric (hydro without reservoir) and with low-capacity reservoir \n43\n4.4 Distributed solar photovoltaic and small-scale wind generation\n 43\n5. CROSS-CUTTING ANALYSES INDEPENDENT OF TECHNOLOGY \n44\n5.1 Analysis of the transmission network capacity 44\n5.2 Capacity analysis for SEN regulation\n 45\n5.3 Comprehensive analysis of the results 45\n6. PUBLICATION OF SAFE PENETRATION CAPACITY OF ERV \n46\n7. NON-COMPLIANCE\n 46\n8. TRANSITORY 46\n\n1. GENERAL MATTERS\n\n1.1. Purpose\n\nThis procedure establishes the applicable criteria for the System Operator (OS) to determine the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional, SEN), so that the safety, quality, and performance criteria established in the current national and regional regulation are met.\n\n1.2. Scope of application\n\nThe subjects of application of this procedure are:\n\n1) The System Operator (OS).\n2) The Agents of the National Electricity Market (Agentes del MEN)\n3) The generating plants or units of the SEN, including plants connected to the transmission network or connected to the distribution network and with a capacity greater than or equal to one (1) MW, and the companies owning said generation, referred to for this purpose as \"generating agent\" in this technical procedure.\n4) Every auxiliary service provider.\n5) Distributed generators for self-consumption.\n\n1.3. Obligations of the subjects of application\n\na) The obligations of the agents of the MEN and participants of the SEN are:\na. To comply with the provisions issued by this procedure.\nb. To provide the OS with the technical information required for the application of this procedure within the deadlines and formats it determines.\nc. To report to the OS the technical characteristics and estimated start-up dates of operation for generation projects that use variable renewable energies.\n\nb) The obligations of the OS are:\na. To carry out the analyses and application of criteria established in this procedure.\nb. To keep updated and published on its website the maximum penetration capacity with variable renewable energy sources and the capacity that remains available, based on the information of the generation projects that enter operation in the SEN and the authorization of connections for distributed generators for self-consumption.\nc. To apply this procedure and update at least every two years the studies that allow obtaining the maximum capacity (maximum power) that can be installed from variable renewable generation sources, or within a shorter period if a greater need and capacity for admitting new variable sources is technically demonstrated to the regulator, or at the request of the regulator or governing body. When applicable, the maximum penetration capacity shall be established by topological zone of the SEN, in accordance with what is indicated in sections 4 and 5 of this procedure.\n\n1.4. Related documents\n\n1.4.1 Regional Electricity Market Regulation -RMER\n1.4.2 Technical Regulation for Auxiliary Services in the National Electric System (AR-RT-SASEN), approved by resolution RE-0140-JD-2019, in\n1.4.3 Procedure for Integration into the SEN of variable renewables and storage systems, approved by resolution RE-0143-JD-2021\n1.4.4 Procedure for Safety Criteria for the planning, design, and operation of the SEN, approved by resolution RE-0143-JD-2021\n1.4.5 Minimum protection requirements for generating plants and storage systems, approved by resolution RE-0143-JD-2021\n1.4.6 Procedure to establish connections to the SEN, approved by resolution RE-0143-JD-2021\n1.4.7 Procedure for the implementation of telecontrol links, approved by resolution RE-0143-JD-2021\n1.4.8 Technical standard \"Planning, Operation, and Access to the National Electric System.\" (AR-NT-POASEN)\n1.4.9 Technical standards and regulations on power quality established by Aresep\n\n1.5. Definitions\n\nAgents of the National Electricity Market, MEN:\nAre agents of the National Electricity Market:\na) Costa Rican Institute of Electricity: responsible for satisfying the national electricity demand. Participates in Generation, Transmission, Distribution, and Commercialization. Responsible for the Operation of the National Electric System and for National Electric Planning.\nb) National Power and Light Company S.A.: participates in generation up to its own demand, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone.\nc) Private generators: participate in electric generation with an energy purchase contract signed with ICE as per Law 7200, chapters I and II.\nd) Public Services Company of Heredia S.A.: participates in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone.\ne) Administrative Board of the Municipal Electric Service of Cartago: participates in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone.\nf) Rural Electrification Cooperatives: participate in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in their legal concession zones. Currently being the Rural Electrification Cooperative of San Carlos R.L., the Rural Electrification Cooperative of Guanacaste R.L., Rural Electrification Cooperative of Los Santos R.L., Rural Electrification Cooperative of Alfaro Ruiz R.L.\ng) National Consortium of Electrification Companies of Costa Rica R.L.: participates in the generation of electricity jointly with the associated Cooperatives, in accordance with Law 8345.\nh) Users connected at high voltage: high-voltage subscriber, natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy at high voltage.\ni) And others legally authorized.\n\nPumped-storage plants: hydraulic plants that operate with two water storage reservoirs, located in such a way that there is a height difference between them to allow the pumping of water for its storage and subsequent use in generating electricity.\n\nRenewable energy sources: energy sources that are subject to a process of natural renewal and that are available in the immediate environment, such as: solar energy, wind, biomass, water, tides and waves, and natural heat gradients.\n\nVariable renewable energy sources: renewable energy sources whose primary energy source varies over time, are characterized by their non-constant and uncertain behavior over time, dependent on meteorological or hydrological conditions and, therefore, difficult to forecast accurately.\n\nRun-of-river hydroelectric (or pass-through): hydroelectric generation plants without a reservoir.\n\nHydroelectric with low-capacity reservoir: generation plants with reservoirs of low storage capacity, manageable in hourly, daily, and at most weekly periods.\n\nGeneration facilities: civil, electrical, and mechanical infrastructure of one or more electric power production units that connect to the SEN.\n\nNational Electricity Market (MEN): regulated scope within which the national electricity demand is satisfied. Public electricity service providers participate in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, duly authorized by Law for this purpose. As well as subscribers connected at high voltage.\n\nParticipants of the SEN: participants of the electricity industry, be they: generating, transmitting, distributing companies, subscribers, or users at high voltage.\n\nNetwork Owner: natural or legal person owning transmission or distribution infrastructure that is part of the SEN.\n\nServices of general interest: for the purposes of this procedure, these are accessory or complementary services or economic activities linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy general interest needs subject to specific public service obligations of a technical, financial, and accounting nature established by the Regulatory Authority of Public Services, within the framework of this procedure.5\n\n5 In accordance with the provisions of Law No. 10086 of December 8, 2021, published in Supplement No. 3 to Gazette No. 3 of January 7, 2022.\n\nEnergy storage systems: any technology (electrical, magnetic, mechanical, or chemical), with the repeated capacity to store electric energy that was generated at a prior moment, for its deferred use, that is, subsequent to the moment of generation. Pumped-storage plants are included within energy storage.\n\n1.6. Acronyms\n\nAresep: Regulatory Authority of Public Services of Costa Rica.\nCCSD: quality, safety, and performance criteria (criterios de calidad, seguridad y desempeño)\nDOCSE: Division of Operation and Control of the Electric System, System Operator and Market Operator (OS/OM) of Costa Rica.\nERV: Variable renewable energies (Energías renovables variables)\nICE: Costa Rican Institute of Electricity\nMEN: National Electricity Market.\nMER: Regional Electricity Market of Central America\nMINAE: Ministry of Environment and Energy\nOS: System Operator\nRMER: Regional Electricity Market Regulation.\nSEN: National Electric System.\nSER: Regional Electric System (of Central America)\n\n2. APPLICABLE GENERAL CONSIDERATIONS\n\nTo integrate generation facilities that use renewable sources into the SEN, the System Operator must verify compliance with the procedure \"Safety criteria for the planning, design, and operation of the SEN,\" as well as the quality, safety, and performance criteria (CCSD) established in regional regulation, so as to verify the availability and sufficiency of regulation reserves, cold reserves, transmission capacity, and the transient, small-signal, and voltage stability of the SEN.\n\nTherefore, to determine the safe penetration capacity of ERV in the SEN, the System Operator must carry out at least the following analyses, as applicable:\n\n▪ Analysis of historical records: statistical analysis of the performance of variable renewable generation over the last 10 years, or according to the maximum historical record available by source type, to determine the variability and the types of events that affect the operation of the SEN and that must be considered in the study. Distributed energy resources must be included in this analysis.\n▪ Analysis of the high-voltage transmission network capacity.\n▪ Capacity analysis for SEN regulation.\n▪ Comprehensive analysis of the results.\n\nThe results of the application of this procedure by the System Operator will be published and updated on the website, for mandatory compliance by the agents of the MEN, ARESEP, MINAE, and any other interested party.\n\nThe report derived from the application by the OS to determine the maximum safe penetration capacity of ERV with a horizon of at least 3 years and at most 5 years must be updated at least every two years, or within a shorter period if the OS deems it necessary. The analyses, calculation notes, assumptions to be considered, and technical studies must be carried out by the OS, with the participation of the Network Owners, as applicable, and shall be publicly accessible.\n\nThe scope of the analyses to be carried out is found in the following sections of this document, according to the generation technology using ERV sources.\n\n3. TYPES OF GENERATION FACILITIES USING VARIABLE RENEWABLE SOURCES\n\nThe types of generation facilities that use variable renewable resources are the following:\n\na) Run-of-river hydroelectric (pass-through)\nb) Hydroelectric with low-capacity reservoir\nc) Wind\nd) Solar photovoltaic\ne) Distributed solar photovoltaic and small-scale wind generation\n\n4. SPECIFIC ANALYSIS AND INFORMATION BY TECHNOLOGY\n\nThis section describes the basic or minimum analyses that must be performed, without limiting the undertaking of additional studies that are convenient and timely to satisfy the purpose of this procedure.\n\n4.1 Wind\n\na) Identify the characteristics of the normalized power variations of wind power plants that are in operation in Costa Rica.\n\nb) Classify the power variations of the wind power plants into: fast, slow, and very slow.\n\nc) Identify the events that cause the greatest power variations.\n\nd) Determine the power variations that have the potential to negatively affect the operation of the SEN.\n\ne) Define the frequency with which power variations that have the potential to negatively affect the operation of the SEN occur.\n\nf) Define the percentage magnitude of the power variations of wind generation (with respect to the total installed capacity of this type of resource).\n\ng) Use the percentage magnitude of the power variations in the technical analysis related to the power regulation reserve needs in the SEN.\n\nh) Determine the correlations of generated power among the different wind power plants.\n\ni) Establish the topological zones of the SEN, identifying the nodes with the greatest potential and available capacity for the installation of wind generation.\n\nj) Identify the geographical and topological zones, including connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).\n\nk) Identify the impact of wind generation on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others.\n\nl) Establish the minimum requirements regarding regulation reserve, cold reserve, and reactive reserves, according to the voltage control zones and energy backup in the SEN's generation fleet.\n\n4.2 Solar Photovoltaic (generating agent plants)\n\na) Determine the normalized generation variations.\n\nb) Identify the characteristics of the normalized generation variations.\n\nc) Determine the correlations of generated power among the currently installed plants.\n\nd) Establish the topological zones of the SEN, identifying the nodes with the greatest potential and available capacity for the installation of solar generation.\n\ne) Identify the geographical and topological zones, the connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).\n\nf) Identify the impact of solar generation on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others (in alignment with the results of the SEN's regulation capacity analyses).\n\ng) Establish the minimum requirements regarding regulation reserve, cold reserve, and reactive reserves, according to the voltage control zones and energy backup in the SEN's generation fleet.\n\n4.3 Run-of-River Hydro (hydro without reservoir) and Low-Capacity Reservoir Hydro\n\na) Determine the normalized generation variations and correlations among the currently installed plants.\n\nb) Identify the geographical zones, including connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity) and the reasons, as well as the necessary works if a greater utilization of the source is desired at a specific location.\n\nc) Identify the impact of run-of-river and low-capacity reservoir hydroelectric plants on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others (in alignment with the results of the SEN's regulation capacity analyses).\n\nd) Determine the availability of energy backup in the SEN's generation fleet.\n\ne) Perform technical analyses of the annual surpluses from hydroelectric generation and their correlation with wind and solar photovoltaic generation.\n\n4.4 Distributed Solar Photovoltaic and Small-Scale Wind Generation\n\na) Analysis of the information available from the Agents of the MEN regarding currently installed distributed generation: magnitude, geographical location, distribution circuits where it is connected.\n\nb) Establish the zones with the greatest potential, identifying the nodes with available capacity for the installation of distributed generation.\n\nc) Identify the geographical zones, the connection points where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).\n\n5. CROSS-CUTTING ANALYSES INDEPENDENT OF TECHNOLOGY\n\n5.1 Analysis of Transmission Network Capacity\n\na) Determination of the technical capacities of the currently installed plants and distributed generation.\n\nb) Modeling of the ERV plants in the complete SEN/SER model for electrical studies with the software for simulating electrical power transmission systems. Distributed generation must be incorporated, with the corresponding aggregated models.\n\nc) Perform electrical studies for the current condition, assessing transmission constraints and dynamic responses (inertial, primary frequency regulation, voltage regulation, angular and voltage stability, fault current contribution during short circuits).\n\nd) Identification of the transmission constraints of the SEN and between topological zones of the SEN, and relate them to the incorporation of more ERV generation.\n\ne) Perform electrical studies for sensitivity analysis regarding the installation of more generation by source type and geographical location. Definition of the maximum penetration with and without transmission reinforcements planned by the transmission agents.\n\nf) Identification of the maximum magnitudes according to the source type and assessment of the impact of the combined penetration of different sources.\n\ng) Calculation of the remaining transmission capacity between topological zones of the SEN, or, failing that, of the lack of capacity.\n\nh) Analysis of the backup that can be obtained from interconnections with other countries.\n\nThe study must consider the SEN's generation and transmission expansion plans, as well as the maximum regional power transfers.\n\n5.2 Analysis of SEN Regulation Capacity\n\nWith a greater integration of ERV, the magnitude of which is derived from the transmission capacity analysis, the minimum fulfillment of the regulation reserves required for the SEN's operation must be verified.\n\nIt is required to define the existing and future generators that will form part of the primary, secondary, and tertiary regulation reserves (calculation for each year of the analysis period).\n\nIt is also required to determine the requirements for regulation reserves and tertiary reserve based on the degree of installation of new ERV plants in the SEN. It must be determined whether the already established technical criteria are sufficient, or if they need to be expanded.\n\nLikewise, the following tasks must be performed:\n\na) Determination of the fulfillment of the minimum regulation reserves in the generation pre-dispatch processes, for current conditions and for greater ERV integration (magnitude derived from the analysis of the SEN's transmission capacity).\n\nb) Determination of the electrical energy backup requirements for different degrees of ERV integration.\n\nc) Determination of the fast-response reserve requirements, as well as auxiliary services in general.\n\nd) Assessment of the improvement needs in ERV forecasts and the incorporation into them of the distributed generation forecast.\n\ne) Assessment of improvements in the calculation of the secondary regulation reserve (dynamic calculation).\n\n5.3 Comprehensive Analysis of Results\n\nBased on the results of the different phases of the analysis, the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the National Electric System (SEN) is determined, along with a maximum reference distribution for each generation source being evaluated and the limiting factor(s).\n\nIn general, the maximum ERV capacity that can be installed in the SEN for the period must be determined, the technical requirements that must be met, and corrective actions in the country's generation and transmission systems.\n\nAdditionally, the technical requirements that new facilities must meet must be reviewed and adjusted, when applicable, in aspects such as:\n\n. Low and over-voltage ride-through capability.\n\n. Low and over-frequency ride-through capability.\n\n. Voltage regulation capability.\n\n. Frequency regulation and active power reserve capability.\n\n. Active power output curtailment capability.\n\n. Capability to contribute current during short circuits in the transmission network.\n\n. Compliance with current national and international technical standards.\n\n6. PUBLICATION OF SAFE ERV PENETRATION CAPACITY\n\nOnce the maximum ERV penetration capacity has been determined and its publication approved, the OS must publish said maximum capacity and the remaining capacity on its website (updated at least every three months), as more ERV facilities are connected to the SEN. This publication must include the identified limiting factors.\n\n7. NON-COMPLIANCE\n\nIn the event of non-compliance by the Agents of the MEN with the provisions established in this procedure, the OS must inform Aresep so that this entity may take the appropriate measures in accordance with current laws and regulations.\n\n8. TRANSITIONAL PROVISION\n\nUpon approval of this procedure, the OS is granted a maximum period of six months to prepare the formats and compile the information, develop the analyses, studies, simulations, modelings, tools, and reports to implement this procedure and to make available on the website the safe penetration capacity of variable renewable energy by technology and topological zones in the SEN.\n\nIII. To provide as a response to the positions raised in the public consultation held on February 24, 2023, the content stated in official communication OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, which endorsed and attached report IN-0018-CDR-2023 of April 21, 2023, corresponding to the Response Report to the positions, and to express gratitude for the valuable participation in this process.\n\nIV. To instruct the Secretariat of the Board of Directors to proceed to communicate the report on the positions raised in the public consultation held on February 24, 2023, by the DGAU and to notify the present resolution in a single act to: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.; the Instituto Costarricense de Electricidad; the Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L, (Coopelesca) and Mersis SRL; the content stated in official communication OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, which endorsed and attached report IN-0018-CDR-2023 of April 21, 2023.\n\nV. To instruct the Secretariat of the Board of Directors, in accordance with the functions established in the RIOF, to carry out the respective publication in the official gazette La Gaceta, of the \"Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system.\"\n\nVI. To instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep to proceed with the dissemination of the present resolution on the institutional website.\n\nVII. To instruct the Energy Superintendency to develop a work plan for the oversight and follow-up of the OS regarding the implementation of this regulatory instrument within the scope of its corresponding competencies.\n\nVIII. To communicate the present resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Energy Superintendency for the corresponding purposes.\n\nX. Transitional Provision. Upon approval of this procedure, the OS is granted a maximum period of six months to prepare the formats and compile the information, develop the analyses, studies, simulations, modelings, tools, and reports to implement this procedure and to make available on the website the safe penetration capacity of variable renewable energy by technology and topological zones in the SEN.\n\nIn compliance with the provisions of articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby informed that against this resolution, the ordinary motion for reconsideration (recurso de reposición) and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión) may be filed before the Board of Directors.\n\nIn accordance with article 346 of the LGAP, the motion for reconsideration (recurso de reposición) must be filed within a period of three business days, counted from the business day following the notification of this act, and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión), within the periods indicated in article 354 of that same law.\n\nEffective upon its publication in the official gazette La Gaceta.\n\nLET IT BE PUBLISHED, NOTIFIED, AND COMMUNICATED." }