{ "id": "norm-105664", "citation": "Resolución 0059", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Fijación tarifa promocional T-BE para recarga de autobuses eléctricos", "title_en": "Setting promotional tariff T-BE for electric bus charging", "summary_es": "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) actualiza de oficio la tarifa promocional T-BE para el suministro de energía eléctrica en centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos. La resolución fija la tarifa en ¢41,95 por kWh consumido, lo que representa una disminución de 10,92 colones (20,7%) respecto a la tarifa vigente. La medida se fundamenta en la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico, el Plan Nacional de Descarbonización 2018-2050 y el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030. El cálculo utiliza tarifas de media tensión nocturnas sin costo variable de generación (CVG), un factor de utilización del 42% basado en 10 horas diarias de carga, y un ponderador por zona de concesión según kilómetros recorridos por rutas de autobús. La tarifa se revisará en dos años con base en datos estadísticos de implementación. Durante la audiencia pública se recibieron dos coadyuvancias que apoyaron la actualización, aunque señalaron la necesidad de mejorar la recopilación de información y considerar tarifas horarias. La resolución busca incentivar la adopción de autobuses eléctricos y alinearse con las metas de descarbonización del transporte público.", "summary_en": "The Public Services Regulatory Authority (ARESEP) updates the promotional tariff T-BE for electric bus depot charging stations. The tariff is set at ¢41.95 per kWh, a decrease of 10.92 colones (20.7%) from the previous rate. The measure is based on Law 9518 on Incentives and Promotion for Electric Transport, the National Decarbonization Plan 2018-2050, and the National Electric Transport Plan 2018-2030. The calculation uses nighttime medium-voltage tariffs without variable generation cost (CVG), a 42% utilization factor based on 10 hours of daily charging, and a weighting factor by concession area based on bus route kilometers. The tariff will be reviewed in two years based on statistical implementation data. Two public comments supported the update, though they highlighted the need for better data collection and consideration of time-differentiated rates. The resolution aims to incentivize electric bus adoption and align with public transport decarbonization goals.", "court_or_agency": "", "date": "05/11/2025", "year": "2025", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "Ley 9518", "ARESEP", "Plan Nacional de Transporte Eléctrico", "T-BE", "costo variable de generación (CVG)", "tarifa monómica", "electromovilidad", "audiencia pública" ], "concept_anchors": [ { "article": "Ley de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico", "law": "Ley 9518" }, { "article": "Art. 29-31", "law": "Ley 7593" }, { "article": "", "law": "Decreto Ejecutivo 41092-MINAE-HMOPT" }, { "article": "", "law": "Decreto Ejecutivo 41642-MINAE" }, { "article": "Acciones 3.1.2.2, 3.1.9.1, 3.1.3.1, 3.1.8.1", "law": "Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030" }, { "article": "", "law": "Plan Nacional de Descarbonización" } ], "keywords_es": [ "tarifa promocional", "transporte eléctrico", "autobuses eléctricos", "centros de recarga", "ARESEP", "Ley 9518", "T-BE", "electromovilidad", "Plan Nacional de Descarbonización", "Plan Nacional de Transporte Eléctrico", "costo variable de generación", "tarifa monómica" ], "keywords_en": [ "promotional tariff", "electric transport", "electric buses", "charging stations", "ARESEP", "Law 9518", "T-BE", "electromobility", "National Decarbonization Plan", "National Electric Transport Plan", "variable generation cost", "flat rate" ], "excerpt_es": "III. FUNDAMENTO TÉCNICO Y JURÍDICO\n\nEn el presente estudio, la IE actúa en el marco de sus competencias para actualizar el precio unitario de la tarifa T-BE, expresada en colones por cada kWh de consumo en los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos. En ausencia de una metodología tarifaria aplicable, se emplea el mecanismo de cobro en colones por cada kWh de consumo en el centro de recarga en planteles de buses, tal como se utilizó en la resolución RE-0112-IE-2020 y que permanece incólume en cuanto al procedimiento ahí dispuesto; lo que se somete a decisión es exclusivamente el ajuste del nivel tarifario, con base en insumos técnicos recientes.\n\nEste encuadre respeta la distribución de competencias del ordenamiento, conforme a los artículos 29, 30 y 31 de la Ley 7593, la Autoridad Reguladora puede tramitar y resolver fijaciones, de oficio o a petición de parte, aplicando criterios de equilibrio financiero, equidad social, sostenibilidad ambiental y eficiencia económica.\n\nDelimitadas así las competencias de la Intendencia, conviene precisar que la presente fijación no se agota en la aplicación de las reglas generales de la Ley 7593 y su reglamentación. La actuación debe leerse, además, a la luz del régimen sectorial específico de electromovilidad, de modo que la técnica tarifaria se alinee con la política pública vigente y con los mandatos particulares que se indican en el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.", "excerpt_en": "III. TECHNICAL AND LEGAL BASIS\n\nIn this study, the IE acts within its powers to update the unit price of the T-BE tariff, expressed in colones per kWh consumed at electric bus depot charging stations. In the absence of an applicable tariff methodology, the charging mechanism in colones per kWh consumed at the bus depot charging station is used, as established in resolution RE-0112-IE-2020 and which remains unchanged regarding the procedure set forth therein; the only matter under decision is the adjustment of the tariff level based on recent technical inputs.\n\nThis framework respects the distribution of competences under the legal system, pursuant to Articles 29, 30 and 31 of Law 7593; the Regulatory Authority may process and resolve tariff settings, on its own initiative or at the request of a party, applying criteria of financial balance, social equity, environmental sustainability and economic efficiency.\n\nHaving thus delimited the Intendancy's competences, it should be noted that this setting is not limited to the application of the general rules of Law 7593 and its regulations. The action must also be read in light of the specific sectoral regime for electromobility, so that the tariff technique is aligned with current public policy and with the specific mandates set out in the National Electric Transport Plan 2018-2030.", "outcome": { "label_en": "Tariff setting", "label_es": "Fijación tarifaria", "summary_en": "Set the promotional tariff T-BE at ¢41.95 per kWh for electric bus depot charging, a 20.7% reduction from the previous tariff.", "summary_es": "Se fija la tarifa promocional T-BE en ¢41,95 por kWh para la recarga de autobuses eléctricos en plantel, con una reducción del 20,7% respecto a la tarifa anterior." }, "pull_quotes": [ { "context": "Conclusión 1", "quote_en": "The proposed tariff seeks to create conditions that encourage the gradual incorporation of electric buses; this time it presents a decrease of 10.92 colones/kWh, representing a 20.7% reduction compared to the current tariff.", "quote_es": "La tarifa propuesta buscar crear condiciones que incentiven la incorporación paulatina de autobuses eléctricos, para esta oportunidad presenta una disminución de 10,92 colones/kWh, lo que representa un 20,7% respecto a la tarifa vigente." }, { "context": "Párrafo final del procedimiento de cálculo", "quote_en": "The tariff will be reviewed within 2 years from its publication in La Gaceta, with the aim of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to assess its modification and determine the periodicity of its update.", "quote_es": "La tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización." }, { "context": "Considerando III", "quote_en": "The Regulatory Authority may process and resolve tariff settings, on its own initiative or at the request of a party, applying criteria of financial balance, social equity, environmental sustainability, and economic efficiency.", "quote_es": "La Autoridad Reguladora puede tramitar y resolver fijaciones, de oficio o a petición de parte, aplicando criterios de equilibrio financiero, equidad social, sostenibilidad ambiental y eficiencia económica." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-88265", "kind": "concordant_norm", "label": "41561" }, { "target_id": "norm-26314", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7593 Art. 29-31" }, { "target_id": "norm-86581", "kind": "concept_anchor", "label": "Decreto Ejecutivo 41092-MINAE-HMOPT" }, { "target_id": "norm-89191", "kind": "concept_anchor", "label": "Decreto Ejecutivo 41642-MINAE" } ], "external": [ { "ref_id": "norm-85810", "url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_norma.aspx?param1=NRM&nValor1=1&nValor2=85810&strTipM=FN", "kind": "concordant_norm", "label": "9518", "norm_id": "85810" } ] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=105664&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": null, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": { "all": [ { "doc_id": "norm-85810", "label": "9518", "article": "all" }, { "doc_id": "norm-88265", "label": "41561", "article": "all", "in_corpus_id": "norm-88265", "in_corpus_title_en": "Public Interest Declaration of the Decarbonization Plan", "in_corpus_title_es": "Declaratoria de Interés Público del Plan de Descarbonización", "in_corpus_citation": "Decreto 41561", "in_corpus_doc_type": "executive_decree", "in_corpus_date": "07/02/2019", "in_corpus_year": "2019" } ] }, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 0059\n\n Fija la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado\ny dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh\nconsumido\n\nAUTORIDAD REGULADORA DE\nLOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nRE-0059-IE-2025\n\nSAN JOSÉ, A LAS 15:58\nHORAS DEL 5 NOVIEMBRE DE 2025\n\nACTUALIZACIÓN DE OFICIO\nDE LA TARIFA PROMOCIONAL PARA EL\n\nSUMINISTRO DE ENERGÍA\nELÉCTRICA ASOCIADO Y DEDICADO A LOS CENTROS\n\nDE RECARGA EN PLANTEL\nPARA AUTOBUSES ELÉCTRICOS.\n\nET-058-2025\n\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 27 de julio de\n2015, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la \"Metodología\nTarifaria Ordinaria para el Servicio de Distribución de Energía Eléctrica\nbrindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural\",\nmediante la resolución RJD-139-2015, la cual fue publicada en el Alcance\nDigital No. 63 a La Gaceta No. 154 del 10 de agosto de 2015.\n\nII. Que el 6 de febrero de\n2018 entró en vigor la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el Transporte\nEléctrico, publicada en el Alcance Digital No. 26 a La Gaceta No. 22.\n\nIII. Que el 20 de febrero de\n2019, se promulga el Decreto Ejecutivo No. 41561-MPMINAE sobre Declaratoria de\nInterés Público y Nacional del \"Plan de Descarbonización\nCompromiso del Gobierno del Bicentenario\", publicado en el Alcance\nDigital No. 40 a La Gaceta No. 36.\n\nIV. Que el 29 de agosto de\n2019 se publica el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 en el\nAlcance Digital No. 192 a La Gaceta No. 162. Este plan fue modificado\nposteriormente según consta en la versión del 20 de febrero de 2020, disponible\nen la página de la Secretaría de Planificación del Subsector Energía (SEPSE)1,\nen el cual se incluyó la acción 3.1.2.2 relacionada con el establecimiento de\nalianzas entre las distribuidoras de electricidad y los operadores de autobús\npara la construcción de la infraestructura de recarga y la acción 3.1.9.1\ncorrespondiente a la determinación de la tarifa eléctrica monómica\npromocional para la recarga de los autobuses en plantel.\n\n1 Disponible en\nhttps://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf\n\nV. Que el 22 de agosto de\n2023, mediante la resolución RE-0099-IE-2023 la Aresep\nresolvió recurso de revocatoria interpuesto por La Compañía Nacional de Fuerza\ny Luz en contra de la resolución RE-0056-IE-2023, la cual fue publicada el 28\nde agosto de 2023 en La Gaceta 156 en el Alcance 163.\n\nVI. Que el 16 de diciembre\nde 2024, mediante la resolución RE-0097-IE-2024 la Aresep\nrealizó la fijación anual correspondiente a la aplicación de la metodología del\nCosto Variable de Generación (CVG), la cual fue publicada el 17 de diciembre de\n2024 en La Gaceta 237 en el Alcance 204.\n\nVII. Que el 27 de agosto de\n2025, la IE formalizó el informe IN-0092-IE-2025 para a propuesta fijación de\noficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses\neléctricos.\n\nVIII. Que mediante el oficio\nOF-1115-IE-2025 del 26 de agosto de 2025 la IE solicitó la apertura de\nexpediente tarifario para dar seguimiento a la propuesta en el informe\nIN-0092-IE-2025.\n\nIX. Que el 26 de agosto de\n2025 el Departamento de Gestión Documental de Aresep\napertura el expediente tarifario ET-058-2025 para registrar actividad de la\npara la propuesta fijación de oficio de la tarifa promocional para el\nsuministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en\nplantel para autobuses eléctricos.\n\nX. Que el 6 de octubre de\n2025 se realizó la Audiencia Pública de forma virtual y transmitida por medio\nde la plataforma Zoom, para la propuesta contenida en el informe\nIN-0092-IE-2025.\n\nXI. Que el 16 de octubre de\n2025 la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) emitió el informe\nIN-0361-DGAU-2025 que contiene detalle de las oposiciones y coadyuvancias\npresentadas durante el proceso de Audiencia Pública del ET-058-2025.\n\nXII. Que el 5 de noviembre\nde 2025, la IE, mediante el informe IN-0140-IE-2025, recomendó la actualización\nde oficio de la tarifa T-BE aplicable al suministro de energía eléctrica\nasociada a los centros de recarga en planteles para autobuses eléctricos.\n\nXIII. Que se han realizado\nlas diligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del informe técnico\nIN-0140-IE-2025 mencionado arriba y que sirve de base para la presente\nresolución, conviene extraer lo siguiente:\n\n[.]\n\nI.\nJUSTIFICACIÓN\n\nEn cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Ley 9518 \"Incentivos y Promoción para el\nTransporte Eléctrico\", el Decreto Ejecutivo 41642-MINAE \"Reglamento para la construcción y el\nfuncionamiento de la red de centros de recarga eléctrica para automóviles eléctricos por parte de\nlas empresas distribuidoras de energía eléctrica\", el Decreto Ejecutivo 41092-MINAE-HMOPT\n\"Reglamento de Incentivos para el Transporte Eléctrico\", el Plan Nacional de Transporte Eléctrico\n(PNTE) 2018-2030, el Plan Nacional de Descarbonización de Costa Rica 2018-2050 y lo establecido en\nla resolución RE-0112-IE-2020 del 5 de noviembre de 2020, la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos, en el ejercicio de sus competencias, presenta el procedimiento de cálculo y fijación de\noficio de la tarifa promocional para el suministro de la energía eléctrica asociada y dedicada a los\ncentros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.\n\nAl\nrespecto, el 11 de noviembre de 2020, mediante Alcance 399 a La Gaceta 270 se\npublicó la resolución RE-0112-IE-2020 correspondiente a la \"fijación de\noficio de la tarifa promocional para el suministro de la energía eléctrica\nasociada y dedicada a los centros de recarga en plantel para autobuses\neléctricos establecida en la acción 3.1.2.2 relacionada con el establecimiento\nde alianzas entre las distribuidoras de electricidad y los operadores de\nautobús para la construcción de la infraestructura de recarga y la acción\n3.1.9.1 correspondiente a la determinación de la tarifa monómica\npromocional para la recarga de los autobuses en plantel, según el Plan Nacional\nde Transporte Eléctrico 2018-2030\".\n\nEn dicha\nresolución (RE-0112-IE-2020) se establece lo siguiente: \"La tarifa se\nrevisará dentro de dos años a partir de su publicación en el Diario Oficial La\nGaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere\ndurante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la\nperiodicidad de su actualización. Con base en la generación de datos asociados\nal sistema de medición dedicado a la carga de autobuses eléctricos en plantel,\nse podrá analizar la magnitud de la tarifa, así como valorar diferenciaciones\npor rangos horarios.\"\n\n[...]\n\nIII.\nFUNDAMENTO TÉCNICO Y JURÍDICO\n\nEn el presente estudio, la IE actúa en el marco de sus competencias para actualizar el precio\nunitario de la tarifa T-BE, expresada en colones por cada kWh de consumo en los centros de recarga\nen plantel para autobuses eléctricos. En ausencia de una metodología tarifaria aplicable, se emplea\nel mecanismo de cobro en colones por cada kWh de consumo en el centro de recarga en planteles de\nbuses, tal como se utilizó en la resolución RE-0112-IE-2020 y que permanece incólume en cuanto al\nprocedimiento ahí dispuesto; lo que se somete a decisión es exclusivamente el ajuste del nivel\ntarifario, con base en insumos técnicos recientes.\n\nEste\nencuadre respeta la distribución de competencias del ordenamiento, conforme a\nlos artículos 29, 30 y 31 de la Ley 7593, la Autoridad Reguladora puede\ntramitar y resolver fijaciones, de oficio o a petición de parte, aplicando\ncriterios de equilibrio financiero, equidad social, sostenibilidad ambiental y eficiencia\neconómica.\n\nDelimitadas\nasí las competencias de la Intendencia, conviene precisar que la presente\nfijación no se agota en la aplicación de las reglas generales de la Ley 7593 y\nsu reglamentación. La actuación debe leerse, además, a la luz del régimen\nsectorial específico de electromovilidad, de modo que\nla técnica tarifaria se alinee con la política pública vigente y con los\nmandatos particulares que se indican en el Plan Nacional de Transporte\nEléctrico 2018-2030.\n\nEn ese marco, el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 establece expresamente en su acción\n3.1.3.1 que: \"La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) Desarrollar los estudios de\nviabilidad financiera, modelo de negocio, esquemas de financiamiento, tipo de incentivos y modelo\ntarifario para la sustitución de autobuses, busetas y microbuses con tecnología eléctrica.\" En la\nacción 3.1.8.1 \"La Aresep deberá adaptar la tarifa del servicio de autobús para incorporar las\nvariantes asociadas al uso de unidades eléctricas\" Asimismo, la resolución RE-0112-IE-2020 instituyó\nla T-BE en colones/kWh y dispuso su actualización periódica con base en nueva información de\nutilización y en parámetros técnicos pertinentes.\n\nLo\nanterior de acuerdo con el informe IN-0186-IE-2020 y la resolución RE-0112-IE-\n2020, asociados al expediente ET-021-2020 y correspondientes a la\n\"Fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía\neléctrica asociada y dedicada a los centros de recarga en plantel de autobuses\neléctricos (T-BE) en colones/kWh\". Después de\neste estudio se actualizó la tarifa mediante la resolución RE-0099-IE-2023 del\n22 de agosto de 2023, la cual resolvió un recurso de revocatoria interpuesto\ncontra la fijación previa (RE-0056-IE-2023) y mantuvo las mismas condiciones\naplicadas en la resolución RE-0112-IE-2020. Dicho ajuste permitió consolidar la\nlínea iniciada en 2020, garantizando continuidad regulatoria mientras se\nrecopila más información empírica sobre la utilización de los centros de\nrecarga en plantel de autobuses eléctricos con el fin de tomar las decisiones\npertinentes la luz de la Ley 7593. Asimismo, la resolución RE-0021-IE-2023 de\n2023 ratificó la necesidad de mantener un esquema promocional, en tanto se\ndesarrolla la infraestructura nacional y se cumplen los objetivos de la Ley\n9518 y los decretos reglamentarios vigentes.\n\nIV.\nPROCEDIMIENTO DE CÁLCULO PARA LA TARIFA EN CENTROS DE RECARGA EN PLANTEL PARA\nAUTOBUSES ELÉCTRICOS.\n\nEl\nSistema Eléctrico Nacional (SEN) enfrenta un proceso de transformación profundo,\ninfluenciada por el impacto de tecnologías disruptivas, como es el caso de la\ngeneración distribuida, almacenamiento de energía, redes inteligentes,\nmovilidad eléctrica, internet de las cosas, entre otras.\n\nEn ese\ncontexto se requiere contar con un marco regulatorio flexible, capaz de\nadaptarse de manera oportuna a los cambios inducidos por este proceso de\ninnovación tecnológica, que sea consistente con la política pública\ndesarrollada en torno a la implementación de los objetivos de desarrollo\nsostenible de la Agenda 2030 y el Plan Nacional de Descarbonización\n2018-2050 dictado por el Poder Ejecutivo, instrumento relacionado con el Plan\nNacional de Desarrollo e Inversiones Públicas (2023-2026).\n\nConsiderando\nlas disposiciones establecidas en la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el\nTransporte Eléctrico y las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía\n2015-2030, así como el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de\nTransporte Eléctrico 2018-2030, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\n(Aresep), en el ejercicio de sus competencias,\npresenta el procedimiento de cálculo y actualización de la tarifa especial para\nel suministro de energía eléctrica asociado dedicado a los centros de recarga\nen plantel para autobuses eléctricos.\n\nSiendo que la definición de esta tarifa tiene por objetivo incentivar la introducción de autobuses\neléctricos, y considerando que el Plan Nacional de Transporte Eléctrico establece como una de las\nacciones el establecimiento de una tarifa monómica y promocional para los centros de recarga para\nautobuses (Acción 3.1.9.1 del Objetivo Estratégico 3), se propone una tarifa inicial única para todo\nel país.\n\nAl\nrespecto, teniendo en consideración que la metodología tarifaria\ncorrespondiente al servicio de distribución de energía eléctrica, según la\nresolución RJD-139-2015, no determina la estructura tarifaria, el cálculo\nrequerido para la aplicación y actualización de esta tarifa promocional, así\ncomo su incorporación en las correspondientes estructuras tarifarias se realiza\ncon fundamento en criterios técnicos y de conformidad con lo establecido en la\nLey 7593 y sus reformas.\n\nConsecuentemente,\ncon el objetivo de definir una señal de precio, que incentive la introducción\nde autobuses eléctricos, se procede a detallar el siguiente procedimiento de\ncálculo para la definición de la tarifa especial para suministro de energía\neléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para\nautobuses eléctricos, que implica ajustar la estructura tarifaria vigente de\ntodas las empresas eléctricas que brindan el servicio de distribución y\ncomercialización.\n\n1.\nConsideraciones:\n\ni. Los\ncentros de recarga requieren infraestructura de media tensión dada la demanda\nde potencia requerida.\n\nii. Los\ncentros de recarga adquiridos serán de potencias iguales o superiores a 100 kW.\n\niii. Los costos de inversión en infraestructura para readecuación de la red serán           \npriorizados por las empresas eléctricas e incorporados en sus planes de inversión, mientras que la\ninfraestructura de recarga en plantel se podrá ejecutar mediante alianzas entre las empresas\neléctricas y los operadores de autobús, de acuerdo con lo dispuesto en el Eje 5 del Plan Nacional de\nEnergía 2015-2030 y el resultado 3.1.2 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.\n\niv. La\nLey de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico No. 9518, en su\nartículo 26, establece como prioridad nacional la utilización de la energía\neléctrica renovable en el transporte público nacional acorde al Plan Nacional\nde Transporte Eléctrico.\n\nv. El\nPlan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 establece en su acción 3.1.9.1\nla definición de una tarifa monómica y promocional\npara la recarga del transporte público modalidad autobús en ruta regular.\n\nvi. La\ntarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario\nOficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que\nse genere durante la fase de implementación para determinar la periodicidad de\nsu actualización. Con base en los datos que se generen, se podrá valorar la\ntarifa y su estructura.\n\n2.\nPremisas:\n\ni. Se\nconsidera una potencia constante de 100 kW disponible en los centros de recarga\nen plantel.\n\nii. Se\nutilizan las tarifas nocturnas de media tensión como base de partida para el\ncálculo de la tarifa en centros de recarga.\n\niii. Se\nconsidera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual representa un\nfactor de utilización del 42%, que se tomará de partida para ajustar la tarifa\nhacia una señal de precio ajustada al objetivo de la política pública, lo cual\nbrinda una señal de precio para contribuir con la penetración de esta\ntecnología en el país.\n\nSe\nespera que la utilización de la infraestructura de recarga se dé en período\nnocturno, considerando que la mayor parte de esquemas operativos de transporte\npúblico modalidad autobús contemplan horarios entre las 4 a.m. y las 11 p.m.,\nademás cerca del 60% de la flota autorizada sirve a rutas dentro del Gran Área\nMetropolitana (GAM) y en horas pico prácticamente la totalidad de autobuses se\nencuentra en operación.\n\n3.\nLimitaciones\n\nNo se cuenta con información estadística histórica, pues las empresas de distribución eléctrica no\nreportan demanda ni inversiones realizadas sobre esta actividad, a pesar de contar con una tarifa\nvigente establecida hace dos años por la Aresep por medio de la resolución RE-0099-IE-2023.\n\nNo\nobstante, en la medida en que avance el desarrollo de los modelos de negocio\nnecesarios para impulsar el transporte público eléctrico modalidad autobús, la\nAutoridad Reguladora está en condiciones de realizar una revisión integral de\nesta tarifa con la participación de todas las partes interesadas, incluidas las\nempresas eléctricas que integran el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).\n\n4. Cálculo\ndel factor de utilización\n\nSe\nconsidera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual representa un\n42%, que se tomará de partida para ajustar la tarifa hacia una señal de precio\najustada al objetivo de la política pública, lo cual brinda una señal de precio\ninferior al costo de combustible.\n\n5.\nTarifas de media tensión T-MT\n\nSe\nutilizarán las tarifas sin CVG (Costo Variable de Generación) debido a que la\ntarifa es promocional y busca cumplir con lo dispuesto en la ley 9518, ley de\nincentivos y promoción para el transporte eléctrico, así como las metas\nplanteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el tercer objetivo\nestratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.\n\nLas\ntarifas de media tensión T-MT que se encuentran vigentes para el año 2025 son:\n\n. Para\ntodas las empresas distribuidoras, según la resolución, RE-0097-IE-2024,\n\npublicada\nel día 17 de diciembre del 2024 en la Gaceta N°237, Alcance N°204.\n\nA\ncontinuación, se presenta las tarifas de referencia:\n\nAdicionalmente\nse fundamenta la utilización de las tarifas de media tensión T-MT debido a que\nesta tarifa está definida por período horario (punta, valle y noche) y en 7 de\nlas 8 empresas eléctricas, lo que nos permite considerar la tarifa diseñada\npara la noche con su respectiva energía y potencia, partiendo del supuesto de\nque típicamente los autobuses serán cargados en ese horario.\n\n6.\nDemanda de energía estimada\n\nLa\ndemanda de energía por potencia se determina considerando una potencia\nconstante de 100 kW, un factor de carga ajustado de 42%, considerando un mes de\n30 días y 10 horas para período nocturno2\n\n2De las\n20:00 a las 6:00 del siguiente día.\n\nDemanda de Energía(kWh) Demanda de Potencia(kW)\n\nNoche Noche\n\n12 500 100\n\nA continuación,\nse presenta las tarifas de referencia:\n\n7.\nImporte de energía y potencia estimado\n\nSe\nrealiza el cálculo del importe de energía y potencia, según las tarifas\nvigentes para cada empresa eléctrica:\n\n \n\n8.\nCálculo de la tarifa en centros de recarga en plantel (colones/kWh) por empresa eléctrica.\n\nPrimeramente,\nse calcula una tarifa plana por empresa siguiendo la siguiente fórmula:\n\n \n\n \n\n9.\nCálculo del ponderador de las tarifas\n\nPara\ndeterminar una tarifa monómica aplicable a todo el territorio\nnacional, independientemente del área de concesión de la empresa eléctrica, es\nnecesario obtener un ponderador que refleje por empresa distribuidora (W) la\nimportancia relativa de las tarifas de cada distribuidor.\n\nLa\ndemanda futura de energía y potencia estará directamente relacionada con el\nkilometraje recorrido por los autobuses eléctricos en cada zona de concesión de\nlas empresas eléctricas. Por lo tanto, se procedió a conformar una base de\ndatos con todas las rutas activas del servicio de autobús, con cada uno de sus\nramales, distancia y cantidad de carreras, así como la flota autorizada, con\nbase en la información disponible en el expediente RA de cada prestador. A\npartir de lo anterior, se obtuvo la cantidad de kilometraje semanal según el esquema\nautorizado por el CTP, considerando el porcentaje de kilometraje improductivo\nreconocido en la metodología ordinaria de fijación de tarifas del servicio de\nautobús (RJD-035-2016 y sus reformas)3.\n\n310% para rutas cuya distancia\nde viaje sea igual o menor a 25 km. 5% para rutas cuya distancia de viaje sea mayor a 25 km.\n\nDe\nacuerdo con la información de que dispone la Aresep,\nse asoció la ubicación de los planteles de los operadores de autobús con las zonas\nde concesión de distribución de electricidad. Para las rutas en las que no se\ncontaba con la ubicación geográfica de sus planteles se asumió lo siguiente: i)\npara rutas urbanas (viaje igual o menor a 25 km) el plantel está ubicado en la\nmisma zona de concesión de la ruta, ii) para rutas interurbanas (viaje mayor a\n25 km) habría un plantel en el origen y otro en el destino del ramal.\n\nPosteriormente,\nla cantidad de kilómetros de una ruta se distribuyó en partes iguales en las\nzonas de concesión donde estuvieran ubicados los planteles. Por ejemplo, una\nruta con un único plantel, el 100% de su kilometraje se asocia a una única zona\nde concesión; para una ruta con 2 planteles (en dos zonas de concesión\ndistintas), cada zona de concesión tendría asociado el 50% de su kilometraje.\n\nA partir\nde esta base de datos, se tiene la siguiente distribución del kilometraje\nsemanal por empresa eléctrica:\n\n \n\nTodos\nestos cálculos pueden observarse en el Anexo 1.\n\nEs\nimportante reiterar que tal y como se expuso en párrafos anteriores, el no\ndisponer de estadísticas de mercado actuales que incorporen la dinámica del\nmercado local sobre esta actividad, limita el incorporar otros supuestos a los\npreviamente sustentados en la primera aplicación, por tal razón, para esta\noportunidad se considera adecuado mantener el mismo ponderador y las otras\nestadísticas que lo sustentan, ya que, dichas estadísticas usualmente presentan\npocas fluctuaciones o variaciones producto a las variables que miden, como por\nejemplo los kilómetros recorridos, rutas y ramales de las diferentes líneas\nautobuseras.\n\n10.\nTarifa T-BE resultante\n\nFinalmente\nse obtiene la tarifa aplicable al suministro de energía eléctrica asociado y\ndedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos en\nfunción de la energía (kWh), para ello se realiza el\npromedio ponderado de las tarifas planas por empresa calculadas (cuadro 4),\nconsiderando los pesos relativos del cuadro 5, de la siguiente forma:\n\nDonde:\n\n𝑇 ? 𝐵𝐸 = 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑢𝑠𝑒𝑠 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜𝑠\n\n𝑇𝑃𝐸 = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑘𝑊?\n\n𝑊𝑃𝐸 = 𝑃𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑖𝑑𝑜𝑟𝑎\n\nAplicando\nla formula anterior se obtiene una tarifa plana T-BE de 41,95 colones/kWh.\n\nSe\nconsidera que la venta de energía eléctrica a los operadores de autobuses\neléctricos en centros de recarga en plantel será facturada en términos de\nunidad de energía eléctrica (kWh). Esto debido a que\nla recarga de autobuses eléctricos se considera parte del servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en la etapa de distribución y comercialización.\n\nLa\ntarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario\nOficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que\nse genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y\ndeterminar la periodicidad de su actualización. Con base en la generación de\ndatos asociados al sistema de medición dedicado a la carga de autobuses\neléctricos en plantel, se podrá analizar la magnitud de la tarifa, así como\nvalorar diferenciaciones por rangos horarios.\n\n[...]\n\nVI. CONCLUSIONES\n\n1. La\ntarifa propuesta buscar crear condiciones que incentiven la incorporación\npaulatina de autobuses eléctricos, para esta oportunidad presenta una\ndisminución de 10,92 colones/kWh, lo que representa\nun 20,7% respecto a la tarifa vigente.\n\n2. La\ntarifa propuesta responde a lo señalado en el eje 5 del Plan Nacional de\nEnergía y al objetivo estratégico 3 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico,\nmientras se genera la información estadística requerida para revisarla según\nlas condiciones técnicas y operativas que correspondan.\n\n3. La\nrevisión tarifaria a futuro estará en función de la información estadística que\ncuente la Aresep para proceder con un ajuste\ntarifario que refleje de mejor manera la dinámica de la actividad. Asimismo, en\nfuturas aplicaciones se podría establecer tarifas horarias que permita hacer\nuna adecuada integración tarifaria que genere las señales para el uso óptimo de\nla energía eléctrica e infraestructura, previendo la determinación de una\ntarifa horaria punta, valle o noche o alguna otra alternativa.\n\n4. El\nparámetro de factor de utilización será ajustado conforme se cuente con las\nestadísticas de operación relacionadas con el suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses\neléctricos, características técnicas y penetración de autobuses eléctricos.\n\n5.\nDurante el proceso de Audiencia Pública se presentaron 2 posiciones, ambas de\ncoadyuvancia al proceso de ajuste tarifario.\n\n6. De\nconformidad con el análisis que antecede, la tarifa aplicable al suministro de\nenergía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en planteles\npara autobuses eléctricos será de 41,95 colones por kWh.\n\n[.]\n\nII. Que, en lo que se\nrefiere a la audiencia pública, del informe técnico IN-0140- IE-2025 citado,\nconviene extraer lo siguiente:\n\n[...]\n\nDe\nacuerdo con el Informe IN-0361-DGAU-2025 del 16 de octubre de 2025,\ncorrespondiente al informe de oposiciones y coadyuvancias\ny el acta de audiencia AC- 0155-DGAU-2025 remitida por la Dirección General de\nAtención al Usuario se admitieron 2 coadyuvancias.\n\nA\ncontinuación, se procede a resumir las coadyuvancias\npresentadas y su respectivo análisis:\n\n1.\nCoadyuvancia: Consejero\ndel Usuario, representado por el señor Jorge Sanarrucia\nAragón, portador de la cédula N° de identidad 5-0302-0917.\n\nObservaciones:\nNo\nhace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito. (visible a\nfolio 048).\n\nNotificaciones:\nAl\ncorreo electrónico: jorge.sanarrucia@aresep.go.cr, consejero@aresep.go.cr\n\nEl\nConsejero del usuario indica los siguientes argumentos:\n\nArgumento\n1: Actualización de la tarifa promocional T-BE\n\nConsidera la Consejería del Usuario como un acierto que dicha actualización establece dos\nincentivos, por un lado, el establecer una nueva tarifa plana para que el sector pueda acceder\nmayormente a la adquisición de autobuses eléctricos, y por otra parte, el establecer una nueva\ntarifa con una reducción en la misma de ¢20,7/kWh, representa una estabilidad en el precio de la\nenergía para planificar mejor sus costos evitando ajustes innecesarios.\n\nRespuesta\nal argumento 1:\n\nSe le\nagradece al Consejero del usuario de Aresep la\nvaloración integral realizada y la conclusión de coadyuvancia. A pesar de lo\nanterior, es importante aclarar que la disminución en la tarifa propuesta es\ndel 20,7% con respecto a la tarifa vigente, tal como se indicó en la\npresentación de la exposición explicativa del jueves 18 de setiembre de 2025 y\nque consta en el archivo de cálculo adjunto al expediente, esto representa una\ndisminución de ¢10,92/kWh. Se corrige el valor\nindicado en la conclusión 1 del informe en el cual se indica que la rebaja de\n20,7 colones /kWh.\n\nArgumento\n2: Metodología de cálculo ajustada\n\nEn este\npunto la Consejería del Usuario considera positivo que, al mantener la\nestructura tarifaria anterior, los usuarios de este servicio no enfrentarían\ncambios bruscos en la forma de calcular la tarifa, lo que facilita la\ncomprensión y comparación de los costos y mantiene el interés en el acceso a\ndar el servicio bajo esta modalidad.\n\nAdicional\nen este punto, si es importante tener presente que, si se busca ajustar la\nmetodología, se considere la limitante de que no se cuenta con información\nestadística histórica, pues las empresas de distribución eléctrica no reportan\ndemanda ni inversiones realizadas sobre esta actividad, a pesar de contar con\nuna tarifa vigente establecida hace dos años por la Aresep\npor medio de la resolución RE-0099-IE-2023.\n\nRespuesta\nal argumento 2:\n\nEs\nimportante indicar que hasta el momento la Intendencia de Energía ha utilizado\nel procedimiento de cálculo estipulado en la resolución RE-0112-IE-2020, el\ncual considera variables teóricas ya que hasta la fecha de la fijación de esta\ntarifa no ha sido aplicada y por tanto no existe información estadística real.\nAsimismo, se utiliza como referencia lo dispuesto a nivel general, para el\nsistema de distribución, la metodología RJD-139-2015.\n\nEn esta\nactualización de la tarifa T-BE, la Intendencia de Energía está replicando el procedimiento\nde cálculo al igual que la anterior aplicación, a pesar de lo anterior, esta\nIntendencia coincide con el Consejero del usuario de pasar por un proceso de\nvaloración integral que evalúe la práctica regulatoria y que realice los\najustes que se consideren necesarios, incluidos los propuestos por el consejero.\n\nArgumento\n3: Ponderación por zona de concesión\n\nEn este\nsentido considera la Consejería del Usuario que es un aspecto que puede traer\nbeneficios pero que es importante no dejar de lado el cuidado en su\nimplementación en cuanto a una posible afectación. En ese sentido se tiene que\nrepresentar un beneficio al usuario final al aportar transparencia, equidad y\nsimplicidad con una tarifa nacional que considera la operación real de cada\nzona, pero que de igual manera\n\npuede afectar a algunos\nusuarios porque homogeniza costos y en ciertos casos podría implicar pagar un\npoco más que bajo un esquema estrictamente regional.\n\nRespuesta\nal argumento 3:\n\nAl ser\nuna tarifa única para todo el país fue necesario utilizar un ponderador por\nempresa basado en el kilometraje semanal de las rutas de autobuses en cada zona\nde concesión, esto permite que se tome en cuenta las distancias en los\nrecorridos de las unidades de autobuses.\n\nArgumento\n4: Eliminación del Costo Variable de Generación (CVG)\n\nLa\neliminación de este costo busca dar estabilidad al precio y evitar que la\ntarifa esté sujeta a las actualizaciones trimestrales que afectan las tarifas\neléctricas convencionales, lo cual permitiría que la tarifa promocional sea más\npredecible y atractiva para los operadores de autobuses eléctricos, lo cual al\nfinal puede representar beneficios en las tarifas de los usuarios finales.\n\nEn este\naspecto, la Consejería del Usuario considera que este aspecto influye\npositivamente en un reconocimiento de tarifa en los servicios que se presten\nbajo esta modalidad, autobuses eléctricos con recarga, que al final se vería\nreflejado en beneficios al usuario final.\n\nRespuesta\nal argumento 4:\n\nLa\nutilización de las tarifas sin CVG como referencia para el cálculo de la tarifa\nT-BE se da debido a que la tarifa es promocional y busca cumplir con lo\ndispuesto en la ley 9518, ley de incentivos y promoción para el transporte\neléctrico, así como las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030\ny el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico\n2018-2030.\n\nEs\nimportante tener en cuenta que las tarifas sin CVG son fijadas de manera anual\ny que representa una estabilidad en el precio de las tarifas de media tensión\nque son utilizadas de referencia para el modelo de cálculo de la tarifa T-BE.\n\nArgumento\n5: Revisión futura de la tarifa\n\nLa\nConsejería del Usuario es consciente que hasta que no se hagan las revisiones\nse estaría ante una incertidumbre si la revisión implicara un aumento o una\nrebaja, ya que se desconocen los costos reales, los cuales pueden resultar más\naltos que los supuestos actuales, con las implicaciones que eso podría tener.\n\nRespuesta\nal argumento 5:\n\nLa\nrevisión de la tarifa se está realizando cada dos años a partir de su\npublicación en el Diario Oficial La Gaceta, esto con el objetivo de analizar la\ninformación estadística que se genere durante la fase de implementación para\nvalorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización.\n\nSin embargo,\nse tomará en consideración lo indicado por el Consejero del usuario en lo\nrelacionado a poder tener revisiones de tarifas anuales en concordancia con lo\nque se indica en el artículo 30 de la Ley 7593.\n\nArgumento\n6: Consideraciones finales sobre la propuesta\n\nLa\nConsejería del Usuario considera que de la propuesta se desprende con claridad\nque lo que se pretende es incentivar los costos asociados al servicio de\ntransporte remunerado mediante autobuses eléctricos con tarifas accesibles de\nrecarga a un menor precio, para lo cual se busca que este ajuste refleje con la\nmayor precisión los costos operativos de la utilización de estas unidades.\n\nLo\nanterior buscando lograr que la propuesta sea un incentivo hacia un cambio en\nlas unidades por parte de los prestadores, y que, al ser un menor costo,\ntambién se vea reflejado a futuro en una fijación tarifaria con beneficio al\nusuario final.\n\nRespuesta\nal argumento 6:\n\nLa\ntarifa es promocional y busca cumplir con lo dispuesto en la Ley 9518, Ley de\nincentivos y promoción para el transporte eléctrico, así como las metas\nplanteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el tercer objetivo\nestratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.\n\n2. Coadyuvancia Parcial: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número\n4-000-042139, representada por el señor Randall Hume Salas, cédula de identidad N° 3-0276-0808, en\nsu condición de Apoderado General sin límite de suma y con la representación judicial y\nextrajudicial.\n\nObservaciones:\nNo\nhace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito mediante\noficio número 5407-151-2025 (visible a folio 049). Se previene al Instituto\nCostarricense de Electricidad, Auto de Prevención N° AP-0108-DGAU-2025, el cual\ncumplió (visible a folio 059).\n\nNotificaciones:\nAl\ncorreo electrónico: rhume@ice.go.cr\n\nArgumento\n1: Esta\nactualización tarifaria tiene como objetivo revisar y ajustar los parámetros\nestablecidos en la metodología tarifaria definida en la resolución RE-0129-\nIE-2020, publicada el 17 de diciembre de 2020.\n\nSin\nembargo, dicho Instituto recuerda lo siguiente:\n\n1. El\nEnte Regulador debe iniciar una recopilación sistemática de información sobre\nlos costos operativos y de inversión asociados a la prestación del servicio de\nrecarga en los planteles destinados a autobuses eléctricos. Esta información es\nesencial para que las decisiones tarifarias en cuanto a energía y potencia se\nalineen con los objetivos del Plan Nacional de Descarbonización\ny para garantizar el reconocimiento adecuado de las inversiones que deban\nrealizar las empresas distribuidoras de electricidad.\n\n2. El\nEnte Regulador no deberá limitarse únicamente a la actualización de parámetros,\nya que esta labor por sí sola no le permite evaluar si la tarifa establecida es\nrealmente adecuada. Es fundamental que se enfoque en recopilar, analizar y\nvalorar toda la información generada en torno a la prestación del servicio de\nrecarga de autobuses eléctricos, considerando que tiene la responsabilidad de\nfiscalizar y ponderar dicha información para una toma de decisiones más\ninformada y efectiva.\n\n3. La\nAutoridad Reguladora debe desempeñar un papel activo en el impulso de la\nelectrificación del transporte público, incentivando el aumento de la flota de\nautobuses eléctricos mediante una política concertada que reconozca la\ninversión requerida y los costos operativos reales de estas unidades. Para\nlograrlo, es fundamental establecer una tarifa técnica que contemple no solo\nlos gastos asociados a la operación y mantenimiento de los buses eléctricos,\nsino también los costos que enfrentan las empresas distribuidoras eléctricas en\nla prestación del servicio de recarga en los planteles como la extensión de\nredes y la redundancia. Esta estrategia permitiría crear un entorno económico\nviable para los operadores, fomentando la inversión en tecnologías limpias y\ncontribuyendo a los objetivos nacionales de sostenibilidad y reducción de\nemisiones.\n\n4. Se\nrecomienda a Aresep actualizar la metodología\ntarifaria tomando en cuenta la realidad de las flotas de autobuses que se están\nimplementando en el país, además de que es necesario que la tarifa envíe\nseñales de eficiencia en el consumo eléctrico a los operadores a través de la\ninclusión de un componente de costo horario y de potencia, ya que la tarifa\nactual es plana (no contempla potencia ni hace distinción de precios por\nperiodo horario), lo cual puede inducir a los operadores a cargar a cualquier\nhora o a diseñar los sistemas de recarga de sus planteles sin tomar en cuenta\nuna adecuada gestión de potencia, lo cual derivaría en afectaciones a la red\neléctrica., como sobrecargas en periodos punta que obliguen a la distribuidora\na hacer inversiones en Distribución y en Generación. Además, la tarifa\npromocional actual tomó en cuenta solo el precio de la energía en periodo\nnocturno, por lo que si los operadores cargan en otro periodo horario afectaría\nlos ingresos de las distribuidoras.\n\nPetitorias:\n\nCon\nbase en los argumentos expuestos anteriormente, se solicita lo siguiente:\n\n1. A la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos que impulse un proceso\nsistemático de recopilación y análisis de información relacionada con los\ncostos asociados al servicio de recarga de buses eléctricos en los planteles.\nAsimismo, consideramos fundamental que se identifiquen y valoren las\ninversiones que deben realizar las empresas distribuidoras eléctricas para\ngarantizar una infraestructura adecuada y eficiente. Esta información es\nesencial para el diseño de políticas tarifarias que reconozcan los costos\nreales de prestación del servicio, y que a su vez generen condiciones\neconómicas favorables para incentivar el aumento de la flota de buses\neléctricos en el país.\n\nRespuesta\npetitoria 1:\n\nSe le\nagradece al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) la valoración\nintegral realizada y la conclusión de coadyuvancia.\n\nEn lo\nque respecta al primer argumento, el Ente Regulador coincide con la posición\ndel ICE en la importancia y necesidad de recopilar información relacionada con\nlos costos asociados al servicio de recarga en planteles de autobuses\neléctricos para mejorar la toma de decisiones.\n\nA la\nfecha, ningún operador ha reportado información al regulador relacionada a\nservicios que demanden la tarifa T-BE, ni costos de inversiones que deben\nrealizar las empresas distribuidoras eléctricas para garantizar una\ninfraestructura adecuada y eficiente.\n\nEn\ncuanto inicie la demanda del servicio ligado a la T-BE, se adecuarán los\nsistemas de información regulatoria para recopilar de forma estandarizada y\nsistematizada los datos empíricos de las principales variables financieras y de\nmercado.\n\n2. A la\nAutoridad Reguladora que proceda con la actualización de la metodología\ntarifaria aplicable al sector transporte de autobuses eléctricos, considerando\nla realidad tecnológica y operativa, incluyendo los diferentes modelos de\nnegocio que se puedan implementar en las nuevas flotas de autobuses eléctricos\nque se están incorporando al servicio de transporte público en el país.\nAsimismo, se insta a que dicha metodología contemple señales de eficiencia en\nel consumo eléctrico para los operadores, mediante la inclusión de componentes\ntarifarios diferenciados por costo horario y potencia contratada.\n\nRespuesta\npetitoria 2:\n\nSobre\nesta petitoria se recuerda que la fijación tarifaria responde a la\nactualización del método de cálculo que se aplicó en la resolución\nRE-0112-IE-2020.\n\nLa\nIntendencia de Energía ha cumplido con sus obligaciones y responsabilidades al\nmomento de fijar una tarifa promocional que cumpla con las instrucciones que la\nlegislación impuso. A pesar de lo anterior, considerando el argumento expuesto\nen la posición del ICE, la Intendencia de Energía informará a los miembros de\nla Junta Directiva y solicitará que se evalúe la práctica regulatoria actual y\nlas alternativas de fortalecimiento.\n\n3. Revisar\nla tarifa promocional vigente, dado que esta considera únicamente el precio de\nla energía en el periodo nocturno. En consecuencia, si los operadores de los\nbuses realizan cargas en otros periodos horarios, se puede ver comprometida la\nrentabilidad de las empresas distribuidoras de electricidad.\n\nRespuesta\npetitoria 3:\n\nDe forma\nhomologa a la respuesta vertida en el punto anterior inmediato se le aclara al\nICE que la alternativa de fijar tarifas con discriminación horaria será\nconsiderada por la Intendencia de Energía al momento de solicitar a los\nmiembros de la Junta Directiva de Aresep la\nvaloración integral de la práctica regulatoria actual.\n\n[...]\n\nIII. Que de conformidad con\nlo señalado en los resultandos y considerando precedentes y en el mérito de los\nautos, lo procedente es, fijar la tarifa promocional para el suministro de\nenergía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para\nautobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh consumido,\ntal y como se dispone:\n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA DE\nENERGÍA\n\nRESUELVE:\n\nI. Fijar la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los\ncentros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh consumido, tal como se\ndetalla:\n\n| Categoría tarifaria | Detalle del cargo | | --- | --- | | Tarifa T-BE Tarifa promocional para el\nsuministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para\nautobuses eléctricos | ¢41,95 (¢/kWh) |\n\nII. Señalar como respuesta a\nlas posiciones interpuestas en la audiencia pública lo externado en el\nConsiderando II de esta resolución, así como agradecer a los participantes por\nsus aportes.\n\nIII. Establecer que la\npresente tarifa rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.\n\nDe\nconformidad con el acuerdo de Junta Directiva Nº06-83-2021, del acta de la\nsesión extraordinaria 83-2021, celebrada el 23 de setiembre de 2021 y\nratificada el 28 de setiembre del mismo año, se incorporan a esta resolución\nlos anexos del informe técnico IN-0140-IE-2025 del 5 de noviembre de 2025, que\nsirve de base para el presente acto administrativo.\n\nEn\ncumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la\nAdministración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución pueden\ninterponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el\nextraordinario de revisión. Los recursos ordinarios podrán presentarse ante la\nIntendencia de Energía, de acuerdo con los artículos 346 y 349 de la LGAP.\n\nSegún el\nartículo 346 de la LGPA, los recursos de revocatoria y de apelación deberán\ninterponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil\nsiguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los\nplazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.\n\nPUBLÍQUESE\nY NOTIFÍQUESE\n\nANEXOS\n\nAnexo 1: Memoria de cálculo\npara la fijación de la T-BE 2025.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Norm 0059\n\n Sets the promotional rate for the supply of electrical energy associated with\nand dedicated to on-site charging centers for electric buses (T-BE) per kWh\nconsumed\n\nREGULATORY AUTHORITY OF\nPUBLIC SERVICES\n\nRE-0059-IE-2025\n\nSAN JOSÉ, AT 15:58\nHOURS ON 5 NOVEMBER 2025\n\nEX OFFICIO UPDATE\nOF THE PROMOTIONAL RATE FOR THE\n\nSUPPLY OF ELECTRICAL\nENERGY ASSOCIATED WITH AND DEDICATED TO ON-SITE CHARGING\n\nCENTERS FOR ELECTRIC\nBUSES.\n\nET-058-2025\n\nWHEREAS:\n\nI. That on July 27,\n2015, the Board of Directors of Aresep approved the \"Ordinary Tariff Methodology for the Electricity Distribution Service\nprovided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives\",\nthrough resolution RJD-139-2015, which was published in Digital Supplement No. 63 to La Gaceta No. 154 of August 10, 2015.\n\nII. That on February 6,\n2018, Law 9518 on Incentives and Promotion for Electric Transportation entered into force, published in Digital Supplement No. 26 to La Gaceta No. 22.\n\nIII. That on February 20,\n2019, Executive Decree No. 41561-MP-MINAE was enacted regarding the Declaration of\nPublic and National Interest of the \"Decarbonization Plan\nCommitment of the Bicentennial Government\", published in Digital\nSupplement No. 40 to La Gaceta No. 36.\n\nIV. That on August 29,\n2019, the National Electric Transportation Plan 2018-2030 was published in\nDigital Supplement No. 192 to La Gaceta No. 162. This plan was subsequently\nmodified as recorded in the version of February 20, 2020, available\non the page of the Energy Subsector Planning Secretariat (SEPSE)1,\nin which action 3.1.2.2 related to the establishment of\nalliances between electricity distributors and bus operators\nfor the construction of charging infrastructure was included, and action 3.1.9.1\ncorresponding to the determination of the single promotional electric rate\nfor the charging of buses on-site.\n\n1 Available at\nhttps://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf\n\nV. That on August 22,\n2023, through resolution RE-0099-IE-2023, Aresep\nresolved a motion for revocation filed by La Compañía Nacional de Fuerza\ny Luz against resolution RE-0056-IE-2023, which was published on August\n28, 2023, in La Gaceta 156 in Supplement 163.\n\nVI. That on December 16,\n2024, through resolution RE-0097-IE-2024, Aresep\ncarried out the annual setting corresponding to the application of the methodology for the\nVariable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG), which was published on December 17,\n2024, in La Gaceta 237 in Supplement 204.\n\nVII. That on August 27,\n2025, the IE formalized report IN-0092-IE-2025 for the proposed ex officio\nsetting of the promotional rate for the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to on-site charging centers for electric\nbuses.\n\nVIII. That through official communication\nOF-1115-IE-2025 of August 26, 2025, the IE requested the opening of\na tariff dossier to follow up on the proposal in report\nIN-0092-IE-2025.\n\nIX. That on August 26,\n2025, the Document Management Department of Aresep\nopened tariff dossier ET-058-2025 to record activity for the\nproposed ex officio setting of the promotional rate for the\nsupply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for\nelectric buses.\n\nX. That on October 6,\n2025, the Public Hearing was held virtually and transmitted through\nthe Zoom platform, for the proposal contained in report\nIN-0092-IE-2025.\n\nXI. That on October 16,\n2025, the General Directorate of User Services (Dirección General de Atención al Usuario, DGAU) issued report\nIN-0361-DGAU-2025 containing details of the oppositions and coadjuvancies\nfiled during the Public Hearing process for ET-058-2025.\n\nXII. That on November 5,\n2025, the IE, through report IN-0140-IE-2025, recommended the ex officio\nupdate of the T-BE rate applicable to the supply of electrical energy\nassociated with on-site charging centers for electric buses.\n\nXIII. That the useful and necessary procedures have been carried out for the issuance of this resolution.\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from the technical report\nIN-0140-IE-2025 mentioned above, which serves as the basis for this\nresolution, it is appropriate to extract the following:\n\n[.]\n\nI.\nJUSTIFICATION\n\nIn compliance with the provisions established in Law 9518 \"Incentives and Promotion for\nElectric Transportation\", Executive Decree 41642-MINAE \"Regulation for the construction and\noperation of the network of electric charging centers for electric automobiles by\nthe electricity distribution companies\", Executive Decree 41092-MINAE-H-MOPT\n\"Regulation of Incentives for Electric Transportation\", the National Electric Transportation Plan\n(PNTE) 2018-2030, the National Decarbonization Plan of Costa Rica 2018-2050, and the provisions set forth in\nresolution RE-0112-IE-2020 of November 5, 2020, the Regulatory Authority of Public\nServices, in the exercise of its powers, presents the procedure for calculating and the ex officio\nsetting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to\non-site charging centers for electric buses.\n\nIn\nthis regard, on November 11, 2020, through Supplement 399 to La Gaceta 270,\nresolution RE-0112-IE-2020 was published, corresponding to the \"ex officio\nsetting of the promotional rate for the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to on-site charging centers for electric\nbuses established in action 3.1.2.2 related to the establishment\nof alliances between electricity distributors and bus\noperators for the construction of charging infrastructure and action\n3.1.9.1 corresponding to the determination of the single promotional\nrate for the charging of buses on-site, according to the National\nElectric Transportation Plan 2018-2030\".\n\nIn said\nresolution (RE-0112-IE-2020), the following is established: \"The rate will be\nreviewed within two years from its publication in the Official Gazette La\nGaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated\nduring the implementation phase to assess its modification and determine the\nperiodicity of its update. Based on the generation of data associated\nwith the measurement system dedicated to the charging of electric buses on-site,\nthe magnitude of the rate may be analyzed, as well as assessing differentiations\nby time-of-use periods.\"\n\n[...]\n\nIII.\nTECHNICAL AND LEGAL BASIS\n\nIn the present study, the IE acts within the framework of its powers to update the unit\nprice of the T-BE rate, expressed in colones per kWh of consumption at on-site charging centers\nfor electric buses. In the absence of an applicable tariff methodology, the\nmechanism of charging in colones per kWh of consumption at the bus on-site charging center is used,\nas was used in resolution RE-0112-IE-2020, which remains unchanged regarding the\nprocedure set forth therein; what is submitted for decision is exclusively the adjustment of the tariff\nlevel, based on recent technical inputs.\n\nThis\nframework respects the distribution of powers of the legal system, pursuant to\narticles 29, 30, and 31 of Law 7593; the Regulatory Authority may\nprocess and resolve settings, ex officio or at the request of a party, applying\ncriteria of financial equilibrium, social equity, environmental sustainability, and economic\nefficiency.\n\nHaving thus\ndelimited the powers of the Intendancy, it is appropriate to specify that the present\nsetting is not exhausted in the application of the general rules of Law 7593 and\nits regulations. The action must be read, in addition, in light of the specific\nsectoral regime of electromobility, so that\nthe tariff technique aligns with current public policy and with\nthe particular mandates indicated in the National Electric Transportation\nPlan 2018-2030.\n\nWithin this framework, the National Electric Transportation Plan 2018-2030 expressly establishes in its action\n3.1.3.1 that: \"The Regulatory Authority of Public Services (Aresep) Develop financial\nviability studies, business model, financing schemes, type of incentives, and tariff\nmodel for the substitution of buses, minibuses, and microbuses with electric technology.\" In\naction 3.1.8.1 \"Aresep must adapt the bus service rate to incorporate the\nvariants associated with the use of electric units.\" Likewise, resolution RE-0112-IE-2020 instituted\nthe T-BE in colones/kWh and provided for its periodic update based on new utilization\ninformation and pertinent technical parameters.\n\nThe\nforegoing, in accordance with report IN-0186-IE-2020 and resolution RE-0112-IE-\n2020, associated with dossier ET-021-2020 and corresponding to the\n\"Ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to on-site charging centers for electric\nbuses (T-BE) in colones/kWh\". After\nthis study, the rate was updated through resolution RE-0099-IE-2023 of\nAugust 22, 2023, which resolved a motion for revocation filed\nagainst the previous setting (RE-0056-IE-2023) and maintained the same conditions\napplied in resolution RE-0112-IE-2020. This adjustment allowed consolidating the\nline initiated in 2020, guaranteeing regulatory continuity while\nmore empirical information is collected on the utilization of on-site\ncharging centers for electric buses, in order to make the\npertinent decisions in light of Law 7593. Likewise, resolution RE-0021-IE-2023 of\n2023 ratified the need to maintain a promotional scheme, while\nthe national infrastructure is developed and the objectives of Law\n9518 and the current regulatory decrees are met.\n\nIV.\nCALCULATION PROCEDURE FOR THE RATE AT ON-SITE CHARGING CENTERS FOR\nELECTRIC BUSES.\n\nThe\nNational Electric System (SEN) faces a profound transformation process,\ninfluenced by the impact of disruptive technologies, such as\ndistributed generation, energy storage, smart grids,\nelectric mobility, the internet of things, among others.\n\nIn this\ncontext, it is necessary to have a flexible regulatory framework, capable of\ntimely adapting to the changes induced by this process of\ntechnological innovation, which is consistent with the public policy\ndeveloped around the implementation of the sustainable development\nobjectives of the 2030 Agenda and the National Decarbonization Plan\n2018-2050 issued by the Executive Branch, an instrument related to the National\nDevelopment and Public Investment Plan (2023-2026).\n\nConsidering\nthe provisions established in Law 9518 on Incentives and Promotion for\nElectric Transportation and the goals set forth in the National Energy Plan\n2015-2030, as well as the third strategic objective of the National\nElectric Transportation Plan 2018-2030, the Regulatory Authority of Public Services\n(Aresep), in the exercise of its powers,\npresents the procedure for calculating and updating the special rate for\nthe supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers\nfor electric buses.\n\nGiven that the definition of this rate aims to incentivize the introduction of electric\nbuses, and considering that the National Electric Transportation Plan establishes as one of its\nactions the establishment of a single and promotional rate for charging centers for\nbuses (Action 3.1.9.1 of Strategic Objective 3), a single initial rate is proposed for the entire\ncountry.\n\nIn this\nregard, considering that the tariff methodology\ncorresponding to the electricity distribution service, according to\nresolution RJD-139-2015, does not determine the tariff structure, the calculation\nrequired for the application and update of this promotional rate, as well as\nits incorporation into the corresponding tariff structures, is carried out\nbased on technical criteria and in accordance with the provisions of\nLaw 7593 and its amendments.\n\nConsequently,\nwith the objective of defining a price signal that incentivizes the introduction\nof electric buses, the following calculation procedure is detailed\nfor the definition of the special rate for the supply of energy\nelectrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for\nelectric buses, which implies adjusting the current tariff structure of\nall electric companies that provide the distribution and\ncommercialization service.\n\n1.\nConsiderations:\n\ni. The\ncharging centers require medium-voltage infrastructure given the\npower demand required.\n\nii. The\ncharging centers acquired will have powers equal to or greater than 100 kW.\n\niii. The investment costs in infrastructure for network readjustment will be\nprioritized by the electric companies and incorporated into their investment plans, while the\non-site charging infrastructure may be executed through alliances between the electric\ncompanies and the bus operators, in accordance with the provisions of Axis 5 of the National\nEnergy Plan 2015-2030 and result 3.1.2 of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.\n\niv. The\nLaw of Incentives and Promotion for Electric Transportation No. 9518, in its\narticle 26, establishes as a national priority the use of renewable\nelectrical energy in national public transportation in accordance with the National\nElectric Transportation Plan.\n\nv. The\nNational Electric Transportation Plan 2018-2030 establishes in its action 3.1.9.1\nthe definition of a single and promotional rate\nfor the charging of public transportation in the regular route bus mode.\n\nvi. The\nrate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official\nGazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information\ngenerated during the implementation phase to determine the periodicity of\nits update. Based on the data generated, the\nrate and its structure may be assessed.\n\n2.\nPremises:\n\ni. A\nconstant power of 100 kW available at the on-site charging centers is considered.\n\nii. The\nnight-time medium-voltage rates are used as the starting basis for the\ncalculation of the rate at charging centers.\n\niii. A\nutilization factor of 10 hours per day is considered, which represents a\nutilization factor of 42%, which will be taken as a starting point to adjust the rate\ntowards a price signal aligned with the public policy objective, which\nprovides a price signal to contribute to the penetration of this\ntechnology in the country.\n\nIt is\nexpected that the use of the charging infrastructure will occur during the\nnight-time period, considering that most operational schemes for public\ntransportation in the bus mode contemplate schedules between 4 a.m. and 11 p.m.,\nadditionally, nearly 60% of the authorized fleet serves routes within the Greater\nMetropolitan Area (GAM) and during peak hours, practically all buses are\nin operation.\n\n3.\nLimitations\n\nNo historical statistical information is available, as the electricity distribution companies do not\nreport demand or investments made on this activity, despite having a current\nrate established two years ago by Aresep through resolution RE-0099-IE-2023.\n\nHowever,\nas the development of the business models\nneeded to promote electric public transportation in the bus mode advances, the\nRegulatory Authority is in a position to carry out a comprehensive review of\nthis rate with the participation of all interested parties, including the\nelectric companies that make up the National Electric System (SEN).\n\n4. Calculation\nof the utilization factor\n\nA\nutilization factor of 10 hours per day is considered, which represents\n42%, which will be taken as a starting point to adjust the rate towards a price signal\naligned with the public policy objective, which provides a price signal\nlower than the fuel cost.\n\n5.\nMedium-voltage rates T-MT\n\nThe\nrates without the Variable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG) will be used because the\nrate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the law of\nincentives and promotion for electric transportation, as well as the goals\nset forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic\nobjective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.\n\nThe\nmedium-voltage rates T-MT that are current for the year 2025 are:\n\n. For\nall distribution companies, according to resolution RE-0097-IE-2024,\n\npublished\non December 17, 2024, in La Gaceta No. 237, Supplement No. 204.\n\nBelow,\nthe reference rates are presented:\n\nAdditionally,\nthe use of the medium-voltage rates T-MT is justified because\nthis rate is defined by time-of-use period (peak, off-peak, and night) in 7 of\nthe 8 electric companies, which allows us to consider the rate designed\nfor the night with its respective energy and power, based on the assumption\nthat buses will typically be charged during that period.\n\n6.\nEstimated energy demand\n\nThe\nenergy demand per power is determined by considering a constant\npower of 100 kW, an adjusted load factor of 42%, considering a month of\n30 days and 10 hours for the night-time period2.\n\n2From\n20:00 to 6:00 the following day.\n\nEnergy Demand (kWh) Power Demand (kW)\n\nNight Night\n\n12,500 100\n\nBelow,\nthe reference rates are presented:\n\n7.\nEstimated energy and power amount\n\nThe\ncalculation of the energy and power amount is performed, according to the current\nrates for each electric company:\n\n \n\n8.\nCalculation of the rate at on-site charging centers (colones/kWh) by electric company.\n\nFirst,\na flat rate per company is calculated following the formula below:\n\n \n\n \n\n9.\nCalculation of the rate weightings\n\nTo\ndetermine a single rate applicable to the entire\nnational territory, regardless of the concession area of the electric company, it is\nnecessary to obtain a weight by distribution company (W) that reflects the\nrelative importance of the rates of each distributor.\n\nThe\nfuture demand for energy and power will be directly related to the\nmileage traveled by the electric buses in each concession zone of\nthe electric companies. Therefore, a database was created\nwith all the active bus service routes, with each of their\nbranches, distance, and number of trips, as well as the authorized fleet, based\non the information available in the RA dossier of each provider. Based\non the above, the amount of weekly mileage was obtained according to the scheme\nauthorized by the CTP, considering the percentage of unproductive mileage\nrecognized in the ordinary methodology for setting bus service rates\n(RJD-035-2016 and its amendments)3.\n\n310% for routes whose travel distance is equal to or less than 25 km. 5% for routes whose travel distance is greater than 25 km.\n\nAccording\nto the information available to Aresep,\nthe location of the bus operators' depots was associated with the electricity distribution concession zones. For routes where the geographical location of their depots was not available, the following was assumed: i)\nfor urban routes (travel equal to or less than 25 km), the depot is located in the\nsame concession zone as the route, ii) for interurban routes (travel greater than\n25 km), there would be a depot at the origin and another at the destination of the branch.\n\nSubsequently,\nthe number of kilometers of a route was distributed in equal parts among the\nconcession zones where the depots were located. For example, for a\nroute with a single depot, 100% of its mileage is associated with a single\nconcession zone; for a route with 2 depots (in two different concession zones), each concession zone would have 50% of its mileage associated.\n\nBased on\nthis database, the following distribution of weekly\nmileage by electric company is obtained:\n\n \n\nAll\nthese calculations can be seen in Annex 1.\n\nIt is\nimportant to reiterate that, as stated in the preceding paragraphs, the lack\nof current market statistics that incorporate the dynamics of the\nlocal market for this activity limits the incorporation of other assumptions beyond those\npreviously supported in the first application. For that reason, on this\noccasion, it is considered appropriate to maintain the same weight and the other\nstatistics that support it, since such statistics typically present\nfew fluctuations or variations due to the variables they measure, such as, for\nexample, the kilometers traveled, routes, and branches of the different bus\nlines.\n\n10.\nResulting T-BE rate\n\nFinally,\nthe rate applicable to the supply of electrical energy associated with and\ndedicated to on-site charging centers for electric buses is obtained based\non energy (kWh). For this, the weighted\naverage of the flat rates calculated per company (table 4) is performed,\nconsidering the relative weights from table 5, as follows:\n\nWhere:\n\n𝑇 ? 𝐵𝐸 = Rate for charging centers at electric bus depots\n\n𝑇𝑃𝐸 = Flat rate per company per kW?\n\n𝑊𝑃𝐸 = Weight per distribution company\n\nApplying\nthe above formula, a flat T-BE rate of 41.95 colones/kWh is obtained.\n\nIt is\nconsidered that the sale of electrical energy to electric bus\noperators at on-site charging centers will be billed in terms of\nunits of electrical energy (kWh). This is because the\ncharging of electric buses is considered part of the public service of\nelectricity supply in the distribution and commercialization stage.\n\nThe\nrate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official\nGazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information\ngenerated during the implementation phase to assess its modification and\ndetermine the periodicity of its update. Based on the generation of\ndata associated with the measurement system dedicated to the charging of electric\nbuses on-site, the magnitude of the rate may be analyzed, as well as\nassessing differentiations by time-of-use periods.\n\n[...]\n\nVI. CONCLUSIONS\n\n1. The\nproposed rate seeks to create conditions that incentivize the gradual\nincorporation of electric buses; on this occasion, it presents a\ndecrease of 10.92 colones/kWh, which represents\n20.7% compared to the current rate.\n\n2. The\nproposed rate responds to what is indicated in axis 5 of the National\nEnergy Plan and strategic objective 3 of the National Electric Transportation Plan,\nwhile the required statistical information is generated to review it\naccording to the corresponding technical and operational conditions.\n\n3. The\nfuture tariff review will depend on the statistical information that\nAresep has to proceed with a tariff\nadjustment that better reflects the dynamics of the activity. Likewise, in\nfuture applications, time-of-use rates could be established that allow for\nadequate tariff integration, generating the signals for the optimal use of\nelectrical energy and infrastructure, providing for the determination of a\npeak, off-peak, or night time-of-use rate, or some other alternative.\n\n4. The\nutilization factor parameter will be adjusted as operational\nstatistics related to the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to on-site charging centers for electric\nbuses, technical characteristics, and penetration of electric buses become available.\n\n5.\nDuring the Public Hearing process, 2 positions were presented, both\nin support of the tariff adjustment process.\n\n6. In\naccordance with the foregoing analysis, the rate applicable to the supply of\nelectrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for\nelectric buses will be 41.95 colones per kWh.\n\n[.]\n\nII. That, regarding the\npublic hearing, from the cited technical report IN-0140-IE-2025,\nit is appropriate to extract the following:\n\n[...]\n\nAccording\nto Report IN-0361-DGAU-2025 of October 16, 2025,\ncorresponding to the report on oppositions and coadjuvancies\nand the hearing record AC-0155-DGAU-2025 submitted by the General Directorate of\nUser Services, 2 coadjuvancies were admitted.\n\nBelow\nis a summary of the coadjuvancies\npresented and their respective analysis:\n\n1.\nCoadjuvancy: User\nCounselor, represented by Mr. Jorge Sanarrucia\nAragón, holder of identity card No. 5-0302-0917.\n\nObservations:\nDid\nnot take the floor at the public hearing. Submitted a written document. (visible on\nfolio 048).\n\nNotifications:\nTo\nthe email address: jorge.sanarrucia@aresep.go.cr, consejero@aresep.go.cr\n\nThe\nUser Counselor presents the following arguments:\n\nArgument\n1: Update of the promotional rate T-BE\n\nThe User Advisory Office considers it a success that this update establishes two\nincentives: on the one hand, establishing a new flat rate so that the sector can have greater\naccess to the acquisition of electric buses, and on the other hand, establishing a new\nrate with a reduction of ₡20.7/kWh represents stability in the price of\nenergy to better plan costs, avoiding unnecessary adjustments.\n\nResponse\nto argument 1:\n\nThe\nUser Counselor of Aresep is thanked for the\ncomprehensive assessment carried out and the conclusion of coadjuvancy. Despite\nthe above, it is important to clarify that the decrease in the proposed rate is\n20.7% compared to the current rate, as indicated in the\nexplanatory presentation on Thursday, September 18, 2025, and\nas recorded in the calculation file attached to the dossier; this represents a\ndecrease of ₡10.92/kWh. The value\nindicated in conclusion 1 of the report, which states a reduction of\n20.7 colones/kWh, is corrected.\n\nArgument\n2: Adjusted calculation methodology\n\nOn this\npoint, the User Advisory Office considers it positive that, by maintaining the\nprevious tariff structure, the users of this service would not face\nabrupt changes in the way the rate is calculated, which facilitates\nunderstanding and comparison of costs and maintains interest in accessing\nthe service under this modality.\n\nAdditionally,\non this point, it is important to keep in mind that, if an adjustment to the\nmethodology is sought, the limitation that no historical statistical information\nis available should be considered, as the electricity distribution companies do not\nreport demand or investments made for this activity, despite having a\ncurrent rate established two years ago by Aresep\nthrough resolution RE-0099-IE-2023.\n\nResponse\nto argument 2:\n\nIt is\nimportant to indicate that, so far, the Energy Intendancy has used\nthe calculation procedure stipulated in resolution RE-0112-IE-2020, which\nconsiders theoretical variables since, as of the date of setting this\nrate, it has not been applied and, therefore, no real statistical information exists.\nLikewise, the provisions established at the general level for\nthe distribution system, the RJD-139-2015 methodology, are used as a reference.\n\nIn this\nupdate of the T-BE rate, the Energy Intendancy is replicating the calculation\nprocedure as in the previous application. Despite the foregoing, this\nIntendancy agrees with the User Counselor on undergoing a process of\ncomprehensive assessment that evaluates the regulatory practice and makes the\nadjustments deemed necessary, including those proposed by the counselor.\n\nArgument\n3: Weighting by concession zone\n\nIn this\nregard, the User Advisory Office considers that it is an aspect that can bring\nbenefits, but that it is important not to neglect care in its\nimplementation regarding a possible affectation. In that sense, it\nrepresents a benefit to the end user by providing transparency, equity, and\nsimplicity with a national rate that considers the actual operation of each\nzone, but that, likewise,\n\nmay affect some\nusers because it homogenizes costs and, in certain cases, could imply paying a\nlittle more than under a strictly regional scheme.\n\nResponse\nto argument 3:\n\nAs it is\na single rate for the entire country, it was necessary to use a weight per\ncompany based on the weekly mileage of the bus routes in each\nconcession zone; this allows the distances traveled by\nthe bus units to be considered.\n\nArgument\n4: Elimination of the Variable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG)\n\nThe\nelimination of this cost seeks to provide price stability and prevent the\nrate from being subject to the quarterly updates that affect conventional\nelectric rates, which would allow the promotional rate to be more\npredictable and attractive for electric bus operators, which ultimately\nmay represent benefits in the rates for end users.\n\nIn this\naspect, the User Advisory Office considers that this aspect positively\ninfluences the recognition of a rate for the services provided\nunder this modality, electric buses with charging, which in the end would be\nreflected in benefits for the end user.\n\nResponse\nto argument 4:\n\nThe use of rates without CVG as a reference for calculating the T-BE rate is because the rate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the Law on Incentives and Promotion for Electric Transportation, as well as the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.\n\nIt is important to keep in mind that rates without CVG are set annually and that this represents price stability for the medium-voltage rates used as a reference for the T-BE rate calculation model.\n\nArgument 5: Future review of the rate\n\nThe Office of the User Advocate (Consejería del Usuario) is aware that, until the reviews are carried out, there would be uncertainty as to whether the review would entail an increase or a decrease, since the real costs are unknown, and they may be higher than the current assumptions, with the implications that this could have.\n\nResponse to argument 5:\n\nThe rate review is being conducted every two years starting from its publication in the Official Gazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to assess its modification and determine the frequency of its update.\n\nHowever, the indication made by the User Advocate regarding the possibility of having annual rate reviews in accordance with what is stated in Article 30 of Law 7593 will be taken into consideration.\n\nArgument 6: Final considerations on the proposal\n\nThe Office of the User Advocate (Consejería del Usuario) considers that the proposal clearly shows that the intention is to incentivize the costs associated with the compensated passenger transport service via electric buses through affordable recharging rates at a lower price, for which it is sought that this adjustment reflects, with the greatest accuracy, the operating costs of using these units.\n\nThe foregoing seeks to ensure that the proposal serves as an incentive for a change in the units by the service providers, and that, being a lower cost, it is also reflected in the future in a rate-setting exercise that benefits the end user.\n\nResponse to argument 6:\n\nThe rate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the Law on Incentives and Promotion for Electric Transportation, as well as the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.\n\n2. Partial Joinder: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Randall Hume Salas, identity card No. 3-0276-0808, in his capacity as General Legal Representative without limit of amount and with judicial and extrajudicial representation.\n\nObservations:\nHe did not make use of the floor during the public hearing. He submitted a brief through official communication number 5407-151-2025 (visible on folio 049). The Instituto Costarricense de Electricidad was given a preliminary order, Prevention Order No. AP-0108-DGAU-2025, which it complied with (visible on folio 059).\n\nNotifications:\nTo the email address: rhume@ice.go.cr\n\nArgument 1: This rate update aims to review and adjust the parameters established in the rate methodology defined in resolution RE-0129-IE-2020, published on December 17, 2020.\n\nHowever, the aforementioned Institute reminds the following:\n\n1. The Regulatory Body must begin a systematic compilation of information on the operating and investment costs associated with the provision of recharging services at depots for electric buses. This information is essential for rate decisions regarding energy and power to align with the objectives of the National Decarbonization Plan and to guarantee the adequate recognition of the investments that electricity distribution companies must make.\n\n2. The Regulatory Body should not limit itself solely to updating parameters, as this task alone does not allow it to evaluate whether the established rate is truly adequate. It is fundamental that it focuses on compiling, analyzing, and assessing all the information generated around the provision of recharging services for electric buses, considering that it has the responsibility to oversee and weigh said information for more informed and effective decision-making.\n\n3. The Regulatory Authority must play an active role in promoting the electrification of public transport, encouraging the increase of the electric bus fleet through a concerted policy that recognizes the required investment and the real operating costs of these units. To achieve this, it is fundamental to establish a technical rate that contemplates not only the expenses associated with the operation and maintenance of electric buses, but also the costs faced by electric distribution companies in providing recharging services at depots, such as network extensions and redundancy. This strategy would allow the creation of an economically viable environment for operators, fostering investment in clean technologies and contributing to national sustainability and emission reduction goals.\n\n4. Aresep is recommended to update the rate methodology taking into account the reality of the bus fleets being implemented in the country. Furthermore, it is necessary for the rate to send efficient electricity consumption signals to operators through the inclusion of an hourly cost and power component, since the current rate is flat (it does not contemplate power nor does it distinguish prices by hourly period), which may induce operators to charge at any time or to design the recharging systems of their depots without considering adequate power management, which would result in impacts to the electricity grid, such as overloads during peak periods that would force the distributor to make investments in Distribution and Generation. In addition, the current promotional rate only took into account the energy price during the nighttime period, so if operators charge during another hourly period, it would affect the distributors' income.\n\nRequests:\n\nBased on the arguments presented above, the following is requested:\n\n1. To the Public Services Regulatory Authority that it promote a systematic process of compilation and analysis of information related to the costs associated with the recharging service for electric buses at depots. Likewise, we consider it fundamental to identify and assess the investments that electric distribution companies must make to guarantee adequate and efficient infrastructure. This information is essential for designing rate policies that recognize the real costs of service provision, and that in turn generate favorable economic conditions to encourage the increase of the electric bus fleet in the country.\n\nResponse to request 1:\n\nThe Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) is thanked for the comprehensive assessment carried out and the conclusion of joinder.\n\nRegarding the first argument, the Regulatory Body agrees with the ICE's position on the importance and necessity of compiling information related to the costs associated with recharging services at electric bus depots to improve decision-making.\n\nTo date, no operator has reported information to the regulator related to services demanding the T-BE rate, nor investment costs that electric distribution companies must undertake to guarantee adequate and efficient infrastructure.\n\nOnce the demand for the service linked to the T-BE begins, the regulatory information systems will be adapted to compile, in a standardized and systematized manner, the empirical data on the main financial and market variables.\n\n2. To the Regulatory Authority that it proceed with the update of the rate methodology applicable to the electric bus transportation sector, considering the technological and operational reality, including the different business models that may be implemented in the new electric bus fleets being incorporated into public transport service in the country. Likewise, it is urged that said methodology contemplate efficient electricity consumption signals for operators, through the inclusion of differentiated rate components by hourly cost and contracted power.\n\nResponse to request 2:\n\nRegarding this request, it is recalled that the rate-setting responds to the update of the calculation method applied in resolution RE-0112-IE-2020.\n\nThe Energy Superintendence (Intendencia de Energía) has fulfilled its obligations and responsibilities when setting a promotional rate that complies with the instructions imposed by the legislation. Despite the foregoing, considering the argument set forth in the ICE's position, the Energy Superintendence (Intendencia de Energía) will inform the members of the Board of Directors and request an evaluation of the current regulatory practice and alternatives for strengthening.\n\n3. To review the current promotional rate, given that it considers only the energy price during the nighttime period. Consequently, if bus operators perform charges during other hourly periods, the profitability of the electricity distribution companies may be compromised.\n\nResponse to request 3:\n\nSimilarly to the response given in the immediately preceding point, it is clarified to the ICE that the alternative of setting rates with hourly discrimination will be considered by the Energy Superintendence (Intendencia de Energía) when requesting the members of the Aresep Board of Directors to conduct a comprehensive assessment of the current regulatory practice.\n\n[...]\n\nIII. That in accordance with what is stated in the resultandos and considering precedents and the merits of the orders, the appropriate course is to set the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to recharging centers at depots for electric buses (T-BE) per kWh consumed, as is hereby provided:\n\nPOR TANTO\n\nTHE ENERGY SUPERINTENDENCE\n\nRESOLVES:\n\nI. To set the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to recharging centers at depots for electric buses (T-BE) per kWh consumed, as detailed:\n\n| Rate category | Charge detail |\n| --- | --- |\n| T-BE Rate Promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to recharging centers at depots for electric buses | ¢41.95 (¢/kWh) |\n\nII. To indicate as a response to the positions submitted during the public hearing, what was expressed in Considerando II of this resolution, as well as to thank the participants for their contributions.\n\nIII. To establish that this rate becomes effective upon its publication in the official gazette La Gaceta.\n\nIn accordance with the agreement of the Board of Directors No. 06-83-2021, from the minutes of extraordinary session 83-2021, held on September 23, 2021, and ratified on September 28 of the same year, the annexes of technical report IN-0140-IE-2025 of November 5, 2025, which serve as the basis for this administrative act, are incorporated into this resolution.\n\nIn compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (LGAP), it is hereby informed that the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed against this resolution. The ordinary remedies may be filed before the Energy Superintendence (Intendencia de Energía), in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.\n\nAccording to Article 346 of the LGPA, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.\n\nLET IT BE PUBLISHED AND NOTIFIED\n\nANNEXES\n\nAnexo 1: Calculation memorandum for the setting of the 2025 T-BE rate." }