{ "id": "norm-76958", "citation": "Resolución 0 (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, 31/03/2014)", "section": "norms", "doc_type": "resolution", "title_es": "Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)", "title_en": "Planning, Operation and Access to the National Electrical System (AR-NT-POASEN)", "summary_es": "Esta resolución de la Junta Directiva de la ARESEP aprueba, tras dos audiencias públicas, la norma técnica AR-NT-POASEN que establece las condiciones técnicas generales para planificar, desarrollar y operar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), y las condiciones de acceso y operación en paralelo para interconectados. Define obligaciones para el Operador del Sistema (ICE), empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras, y usuarios en alta tensión. Regula aspectos de planeación, expansión, calidad, seguridad operativa, confiabilidad, medición, y contratos de conexión. Incluye un capítulo sobre generación a pequeña escala para autoconsumo con opción de intercambiar excedentes, fijando condiciones técnicas, tarifarias y contractuales. La norma deroga la anterior AR-NT-GT y responde a disposiciones de la Contraloría General de la República.", "summary_en": "This ARESEP Board resolution approves, after two public hearings, the technical norm AR-NT-POASEN establishing general technical conditions for planning, developing and operating the National Electrical System (SEN) and access and parallel operation conditions for interconnected parties. It defines obligations for the System Operator (ICE), generating, transmission and distribution companies, and high-voltage users. It regulates planning, expansion, quality, operational safety, reliability, metering and connection contracts. It includes a chapter on small-scale generation for self-consumption with surplus exchange option, setting technical, tariff and contractual conditions. The norm repeals the previous AR-NT-GT and responds to the Comptroller General's requirements.", "court_or_agency": "", "date": "31/03/2014", "year": "2014", "topic_ids": [ "_off-topic" ], "primary_topic_id": "_off-topic", "es_concept_hints": [ "ARESEP", "SEN (Sistema Eléctrico Nacional)", "Operador del Sistema", "generación a pequeña escala", "autoconsumo", "medición neta", "concesión", "audiencia pública" ], "concept_anchors": [ { "article": "Arts. 5, 25, 36, 53", "law": "Ley 7593" } ], "keywords_es": [ "ARESEP", "norma técnica", "sistema eléctrico nacional", "generación", "transmisión", "distribución", "acceso", "operación", "calidad", "confiabilidad", "seguridad operativa", "generación distribuida", "autoconsumo", "energía renovable", "contrato de conexión", "tarifa", "medición neta", "audiencia pública", "POASEN", "regulación" ], "keywords_en": [ "ARESEP", "technical norm", "national electrical system", "generation", "transmission", "distribution", "access", "operation", "quality", "reliability", "operational safety", "distributed generation", "self-consumption", "renewable energy", "connection contract", "tariff", "net metering", "public hearing", "POASEN", "regulation" ], "excerpt_es": "Artículo 1. Campo de aplicación. Esta norma establece las condiciones técnicas generales bajo las cuales se planeará, desarrollará y se operará el Sistema Eléctrico Nacional y las condiciones técnicas, contractuales, comerciales y tarifarias con las cuales se brindará acceso y operación en paralelo a los diferentes interesados en interconectarse con el Sistema Eléctrico Nacional.\nSu aplicación es obligatoria, en lo que les corresponda, para todos los interesados, abonados o usuarios en alta tensión, empresas de generación, transmisión, distribución de energía eléctrica y abonado-productor, que se encuentren establecidos en el país o que llegasen a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.\nArtículo 2. Propósito. El propósito de la presente norma es definir y describir el marco regulatorio que regirá con respecto al desarrollo, a la operación técnica y al acceso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en las actividades de generación, transmisión y distribución, en aras de la satisfacción de la demanda nacional de energía eléctrica, bajo criterios de calidad, continuidad, confiabilidad y oportunidad del suministro eléctrico...", "excerpt_en": "Article 1. Scope. This norm establishes the general technical conditions under which the National Electrical System shall be planned, developed and operated, and the technical, contractual, commercial and tariff conditions for providing access and parallel operation to different parties interested in interconnecting with the National Electrical System.\nIts application is mandatory, as applicable, for all interested parties, subscribers or high-voltage users, electricity generation, transmission, distribution companies and producer-subscribers, already established in the country or to be established under a concession regime, in accordance with relevant laws.\nArticle 2. Purpose. The purpose of this norm is to define and describe the regulatory framework governing development, technical operation and access to the National Electrical System (SEN) in generation, transmission and distribution activities, aiming to satisfy national electricity demand under criteria of quality, continuity, reliability and timeliness of supply...", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "Approves technical norm AR-NT-POASEN for planning, operation and access to the National Electrical System, establishing a comprehensive regulatory framework for the electricity sector.", "summary_es": "Aprueba la norma técnica AR-NT-POASEN para la planeación, operación y acceso al Sistema Eléctrico Nacional, estableciendo un marco regulatorio integral para el sector eléctrico." }, "pull_quotes": [ { "context": "Artículo 2", "quote_en": "Article 2. Purpose. 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El propósito de la presente norma es definir y describir el marco regulatorio que regirá con respecto al desarrollo, a la operación técnica y al acceso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en las actividades de generación, transmisión y distribución, en aras de la satisfacción de la demanda nacional de energía eléctrica, bajo criterios de calidad, continuidad, confiabilidad y oportunidad del suministro eléctrico..." }, { "context": "Artículo 123", "quote_en": "Access to the national distribution network for interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources is free for any subscriber or user, provided the distribution network has the technical conditions for this purpose and the interested party meets the technical, commercial conditions and requirements established in this norm...", "quote_es": "El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos establecidos en esta norma..." }, { "context": "Artículo 143", "quote_en": "If distributed generators are technically capable of operating in island mode and the distribution company authorizes such operation, a communication channel shall be required between the distribution company's protection system and the distributed generator.", "quote_es": "En caso de que los generadores distribuidos técnicamente sean capaces de operar en forma aislada y la empresa distribuidora autorice dicha operación, se requerirá de un canal de comunicación entre el sistema de protección de la empresa distribuidora y el generador distribuido." }, { "context": "Artículo 18", "quote_en": "All plants in the system with capacities greater than 1 MW are obligated to operate 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Por artículo 3, acuerdo 01-19-2014, de la sesión extraordinaria\n19-2014, celebrada el 31 de marzo de 2014, con carácter de firme, la Junta\nDirectiva por unanimidad, dispone:\n\n \n\nRESULTANDO:\n\n1. Que el 21 de diciembre de 2001, el Regulador General, mediante la\nresolución RRG-2439-2001, dictó la norma técnica denominada \"Calidad en el\nServicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica AR-NTGT\" publicada en\nLa Gaceta N° 5 del 8 de enero de 2002 (OT-024-2000).\n\n2. Que el 11 de junio de 2012, la Contraloría General de la República\n(CGR), mediante el informe DFOE-AE-IF-03-2012, apartado 4.2 de disposiciones\n(folio 62), dispuso entre otras cosas que el Regulador General debe: ajustar la\nnormativa sobre la calidad del servicio de transmisión de energía eléctrica,\ndichos ajustes deberán considerar: [...] i. Que las normas relativas a la\nseguridad operativa sean consecuentes con los requerimientos operativos del\nSistema Eléctrico Nacional, tanto en el ámbito nacional como regional, ii. Que\nlas normas incluyan lo relativo a las reservas de regulación como elemento para\nmantener el balance entre la generación y la carga en el Sistema Eléctrico\nNacional. Remitir a esta Contraloría General el número y fecha de la resolución\nrespectiva y el del Diario Oficial La Gaceta, mediante el cual se publiquen las\nnormas, a más tardar el 28 de junio de 2013 [...]. (Folios del 62 al 99 del\nOT-123-2013).\n\n3. Que el 15 de julio de 2013, el Regulador General, mediante el oficio\n529-RG-2013, solicitó a la CGR una prórroga hasta el 13 de diciembre de 2013,\npara el cumplimiento de acciones respecto a las disposiciones del apartado 4.2\ndel informe DFOE-AE-IF-03-2012. (Folios del 100 al 102 del OT-123- 2013).\n\n4. Que el 26 de julio de 2013, la División de Fiscalización Operativa y\nEvaluativa de la CGR, mediante el oficio DFOE-SD-1221, le concedió al Regulador\nGeneral la ampliación del plazo solicitada, de manera que la fecha de\nvencimiento para dicha disposición sería el 13 de diciembre de 2013. (Folio del\n103 al 106 del OT-123-2013).\n\n5. Que el 18 de setiembre de 2013, el Regulador General, mediante el\nmemorando 721 RG-2013, designó a \"los miembros integrantes de la Comisión Ad\nHoc que tendrá a su cargo la revisión, actualización, replanteamiento y/o\nmodificación de la \"Norma de Calidad en el Servicio de Generación y Transmisión\nde Energía Eléctrica\" (Norma AR-NT-GT). Lo anterior para dar cumplimiento a lo\nrequerido por la CGR en el oficio DFOE-AE-IE-03-2012\". Dicho oficio fue\nmodificado por el oficio 735- RG-2013 del 20 de setiembre de 2013. (No constan\nen autos a la fecha de este dictamen).\n\n6. Que el 3 de octubre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio\n1882-IE-2013, remitió a la Secretaría de Junta Directiva la propuesta de norma\ntécnica \"Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional\". (Folio\ndel 208 al 283 del OT-123-2013).\n\n7. Que el 3 de octubre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva, mediante\nel memorando 681-SJD- 2013, remitió para el análisis a la Dirección General de\nAsesoría Jurídica y Regulatoria (DGAJR), la norma técnica \"Planeamiento,\nOperación y Acceso al Sistema Eléctrico AR-NT-POASEN-2013\", contenida en el\noficio 1882-IE-2013. (Folios del 586 al 661 del OT-123-2013).\n\n8. Que el 14 de octubre de 2013, la DGAJR, mediante el oficio\n815-DGAJR-2013, rindió criterio sobre la propuesta de la norma técnica\ndenominada \"Planeación, Operación y Acceso, al Sistema INSTITUCIONES\nDESCENTRALIZADAS AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\nEléctrico Nacional\" AR-NT-POASEN-2013, contenida en el oficio 1882-IE 2013.\n(Folios del 304 al 315 del OT-123-2013).\n\n9. Que el 24 de octubre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo\n09-75-2013 de la sesión ordinaria 75-2013, ordenó \"Someter al trámite de\naudiencia pública el proyecto de norma técnica denominada \"Planeación,\nOperación y Acceso al sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)\", contenida en\nel oficio 1882-IE-2013 . (Folios del 1 al 68 del OT-342-2013).\n\n10. Que el 30 de octubre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el criterio\n2012-IE-2013 remitió a la Junta Directiva, \"la versión corregida de la norma\nindicada en el epígrafe, ya que por error involuntario, se omitió agregar el\nartículo 182.\" (Folios 70 y 71 del OT-342-2013).\n\n11. Que el 1 de noviembre de 2013, se publicó la convocatoria a audiencia\npública en La Gaceta N° 211 y el 7 de noviembre de 2013 fue publicada en los\ndiarios La Nación y La Prensa Libre. (Folios 76 y 81 del OT-342-2013).\n\n12. Que el 20 de noviembre de 2013, la Dirección General de Atención al\nUsuario (DGAU) mediante el oficio 3258-DGAU-2013, emitió el informe de\ninstrucción de la audiencia pública. (Folio 192 y 193 del OT-342-2013).\n\n13. Que el 27 de noviembre de 2013, se llevó a cabo la audiencia pública de\nforma presencial en Bri Brí\nde Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales\nde Justicia de Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón\ny Puntarenas. (Folios del 457 al 475 del OT-342-2013).\n\n14. Que el 29 de noviembre de 2013, la DGAU mediante los oficios\n3359-DGAU-2013 y 3363- DGAU-2013 emitió las actas de la audiencia pública\nN°121-2013 -la cual se llevó a cabo de forma presencial en Bri\nBrí de Talamanca- y la N° 119-2013 -la misma se\ndesarrolló por videoconferencia en la ARESEP y en los Tribunales de Justicia-.\n(Folios del 457 al 475 del OT-342-2013).\n\n15. Que el 2 de diciembre de 2013, la DGAU, mediante el oficio 3377-DGAU-2013, emitió el informede\noposiciones y coadyuvancias de la audiencia pública. (Folios del 489 al 492 del OT-342-2013).\n\n16. Que el 6 de diciembre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el criterio\n4-CAHMNE-2013, remitió a la Junta Directiva \" [.] la norma técnica AR-NT-POASEN\nPlaneación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional\", (ANEXO A),\nincluyendo el análisis de posiciones (Anexo B) tramitada bajo el expediente\nOT-342-2013[.] \", sin embargo, de los documentos remitidos a esta Dirección\nGeneral no se logra extraer el anexo B. (No consta en autos).\n\n17. Que el 6 de diciembre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva,\nmediante el memorando 825- SJD-2013, remitió a la DGAJR para su análisis la\nPropuesta de la Norma Técnica AR-NT-POASEN- 2013 \"Planeación, Operación y\nAcceso, al Sistema Eléctrico Nacional\", expediente OT-342-2013, mediante el\ncual el señor Edgar A. Cubero Castro, Comisión Ad Hoc remitió el oficio\n4-CAHMNE- 2013\". (Folio 493 del OT-342-2013).\n\n18. Que el 10 de diciembre de 2013, la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio\n5-CAHMNE-2013, remitió nuevamente a la Junta Directiva los anexos A y B de la\npropuesta de norma técnica AR-NTPOASEN \"Planeación, Operación y Acceso, al\nSistema Eléctrico Nacional\". (No consta en autos).\n\n19. Que el 10 de diciembre de 2013, la Secretaría de Junta Directiva,\nmediante el memorando 830- SJD-2013, remitió a la Dirección General de Asesoría\nJurídica y Regulatoria, para su análisis el oficio 5-CAHMNE-2013. (No consta en\nautos).\n\n20. Que el 11 de diciembre de 2013, la DGAJR mediante el oficio\n1021-DGAJR-2013, rindió el criterio sobre la propuesta de norma técnica\ndenominada \"Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional\"\nAR-NT-POASEN-2013, recomendando a la Junta Directiva someter nuevamente al\nproceso de audiencia pública la propuesta de norma técnica. (Folios del 843 al\n888 del OT-342-2013).\n\n21. Que el 12 de diciembre de 2013, la Junta Directiva mediante el acuerdo\n05-88-2013 de la sesión ordinaria 88-2013, ordenó someter nuevamente al trámite\nde audiencia pública la propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN-2013. (Folios\ndel 1 al 72 del OT-370-2013).\n\n22. Que el 14 de diciembre de 2013, se publicó en los diarios La Nación y La\nPrensa Libre y el 23 de enero de 2014 en La Gaceta N° 16, la convocatoria a\naudiencia pública sobre la norma técnica citada. (Folios 76 y 86 del\nOT-370-2013).\n\n23. Que el 18 de diciembre de 2013, el Regulador General, mediante el oficio\n977-RG-2013, le solicitó una prórroga a la CGR para el cumplimiento de las\nacciones respecto a la disposición de 4.2) del informe DFOE-AE-IF-03-2012,\nhasta el 30 de abril de 2014. (No consta en autos).\n\n24. Que el 14 de enero de 2014, la CGR mediante el oficio DFOE-SD-0103, le\nconcedió a la ARESEP la ampliación del plazo solicitada, \".de manera que la\nfecha de vencimiento para la citada disposición, es el próximo 30 de abril de\n2014\". (Folio 476 del OT-370-2013).\n\n25. Que el 13 de febrero del 2014, se llevó a cabo la audiencia pública de\nforma presencial en Bri Brí\nde Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales\nde Justicia de Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro,\nPuntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro y Guápiles Centro. (Folios del\n297 al 307 del OT-370-2013).\n\n26. Que el 24 de febrero de 2014, la DGAU mediante el oficio 548-DGAU-2014,\nemitió el informe de posiciones y coadyuvancias.\n(Folios del 294 al 296 del OT-370-2013).\n\n27. Que el 3 de marzo de 2014, la Comisión Ad Hoc mediante el oficio\n0021-CAHMNE-2014, remitió a la Junta Directiva, la propuesta de norma técnica\nAR-NT-POASEN (Folios del 312 al 474 del OT- 370-2013) y dio respuesta a la\nposiciones indicando:\n\n(.)\n\nArtículo 3. Definiciones.\n\n(.)\n\nPLANTAS EÓLICAS:\n\nAgentes del MEN: Personas naturales o jurídicas dedicadas a la\ngeneración, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.\n\nARESEP. Análisis técnico: el término \"Agentes del MEN\", no se utiliza\nen esta norma, por lo que resulta innecesario incluirlo en las definiciones.\n\n(.)\n\nAlta tensión\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA\n\nTensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor nominal\neficaz (rms) es igual o superior a 138 kV.\n\nJustificación: la tensión de transmisión utilizada en Costa Rica es\nigual o superior a 138 kV.\n\nARESEP: Análisis técnico: La definición es del término \"Alta tensión\" y\nno de tensión de transmisión y obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que\nse rechaza la solicitud de la CNFLSA.\n\n(.)\n\nConcesión\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nEs la autorización otorgada por el Estado para operar, explotar y\nprestar el servicio de generación, transmisión, distribución. Título\nhabilitante. Justificación. Se elimina la actividad de Comercialización de la\ndefinición de Concesión por cuanto ya está incluida en la actividad de\nDistribución dado que la Comercialización no está contemplada como actividad\nindependiente en el modelo de mercado legalmente establecido en Costa Rica.\n\nARESEP: Análisis técnico: la actividad de comercialización está\ncontemplada en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593 como una actividad\nindependiente, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.\n\n(.)\n\nContrato de conexión\n\n(.)\n\nICE:\n\nEn la definición de \"Contrato de conexión\", se recomienda agregar la\nfigura de \"convenio de conexión\" que aplicaría de forma similar a obras que\npertenecen al mismo propietario de la red de transmisión o distribución en la\nque se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato por ser la misma\npersona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red de transmisión del\nICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en su propia red.\n\nAdicionalmente en la actual definición de \"Contrato de conexión\", falta\nla referencia a empresa de transmisión en el documento. El texto actual no\npermitiría suscribir un contrato de conexión entre la Empresa Propietaria de la\nRed (EPR) y una planta que se conecte a su red. Se propone modificar la\nredacción como sigue:\n\n\"Contrato o convenio de conexión: Acto administrativo suscrito entre el\nICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora con un interesado\n(generador, una empresa de transmisión, una empresa distribuidora, un abonado o\nusuario en alta tensión, o un abonado o usuario en baja o media tensión con\ngeneración a pequeña escala para autoconsumo), en donde se establecen las\ncondiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el\nacceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional,\nasí como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes\".\n\nARESEP: Análisis Técnico: Se acepta incluir la referencia a la empresa\nde transmisión por ser una omisión y hacer la definición acorde con el objetivo\nde la norma y lo indicado en el artículo 29.\n\n(.)\n\nEmpresa distribuidora\n\n(.)\n\nCNFLSA,COOPELESCA:\n\nPersona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en\nla etapa de distribución y comercialización. Justificación: Se agrega la\nactividad de Comercialización en la definición de empresa distribuidora por\ncuanto la comercialización es parte integral de la actividad de Distribución en\nel modelo de mercado legalmente establecido en nuestro país.\n\nARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está\ncontemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se\nseñala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593. Si bien en la actualidad\nlas mismas empresas distribuidoras ejercen la actividad de comercialización, en\nel futuro puede darse que por conveniencia financiera, económico, técnica o de\nnegocios, alguna empresa distribuidora separe dichas actividades en su\nestructura administrativa, contable y legalmente, por lo que se rechaza la\nsolicitud de la CNFLSA.\n\n(.)\n\nEnergía renovable\n\n (.)\n\nRICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:\n\nEn el artículo sobre definición de Energía renovables en el artículo 3\ndefiniciones , considera que los residuos sólidos no son materia material\nrenovable:\n\n. Los RSM son un mezcla de materiales orgánicos e inorgánicos\n\n. Salvo algunos inertes como: cerámicas, metales y vidrios\n\n. Mediante procesos previos y mecánicos estos materiales se pueden\nseparar\n\n. Todo el resto son base carbono por ende orgánicos\n\n. Este criterio no considera la realidad de la composición de los RSMs en Costa Rica\n\n. Imposibilita legalmente el uso de RSM para la producción de energía\n\n. La mayoría de los RMS en Costa Rica son orgánicos (más 51%)\n\n. La preparación de combustibles derivados para la elaboración de gas\ndisminuye el uso de materiales inorgánicos.\n\n. El gas sintético de RSM limpio puede ser comparado con el gas natural\n, pero de menor poder calórico\n\n. De acuerdo al protocolo de Kioto los RSM son materiales renovables\n\nARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez en el\ncual no se solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno.\nConsecuentemente se toma únicamente nota de su comentario.\n\n(.)\n\nGeneración a pequeña escala para autoconsumo\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nEl artículo 3 de la Norma Técnica POASEN, propone la siguiente\ndefinición de generación a pequeña escala para autoconsumo: \"Generación a\npequeña escala para autoconsumo: Generación de energía eléctrica menor o igual\na 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables,\ny en el sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas\npropias del abonado usuario interactuando con la red de distribución, con la\nopción de comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o\nintercambiar excedentes de producción, de hasta un 49% de la energía mensual\nproducida con la red de distribución eléctrica.\"\n\nSobre dicha definición, en relación con el porcentaje del 49%,\nsolicitamos analizar lo siguiente:\n\n \n\ni. La limitación del porcentaje para intercambiar energía (neteo) de un 49% no refleja el\ncomportamiento de la producción/consumo de un cliente de un sistema fotovoltaico. Este límite debe\nser definido por el consumo del cliente (autoconsumos). Es decir, se está imponiendo un límite al\nintercambio de excedentes de producción sin ningún fundamento técnico.\n\nii. Para el reconocimiento económico del excedente anual, este\nporcentaje de 49% no es técnicamente necesario ya que el objetivo es considerar\nexcedentes por fluctuaciones del consumo interanuales.\n\niii. Cuando se utiliza la producción como límite, se tiene el problema\nde que la empresa distribuidora no tiene acceso a los datos de generación del\nsistema, por lo tanto para definir un porcentaje es necesario que la empresa\ndistribuidora ponga otro medidor, o que el cliente lo haga y que la empresa\ndistribuidora tenga acceso a esta información, esto encarece los costos.\n\nPor lo tanto, ACESOLAR solicita que la Norma Técnica se modifique de la\nsiguiente forma:\n\ni. Que se elimine el porcentaje de 49% de la definición de generación a\npequeña escala para autoconsumo y se regrese al texto de la definición\noriginalmente propuesta ; O, alternativamente, de no acogerse esta petición,\n\nii. Que ARESEP asigne a un perito reconocido de conformidad con lo\ndispuesto en el artículo 36, in fine, para que trabaje con ACESOLAR, que no\ncuenta con recursos propios para hacerlo, para desarrollar un alcance y\nejecutar un estudio técnico y económico que sirva de base para definir un\nporcentaje basado en el consumo, de previo a aprobar esta Norma Técnica.\n\nARESEP: Análisis técnico. El límite de 49 % obedece a que la generación\nque se regula en el capítulo XII de esta norma, tiene como objetivo fundamental\nregular la generación a pequeña escala para autoconsumo con la opción de\nintercambios con las empresas distribuidoras, intercambios que pueden ser\núnicamente de unidades físicas, o monetarias cuando la ARESEP establezca la tarifa\ncorrespondiente. El eliminar esta restricción convertiría a la generación a\npequeña escala en una generación orientada a la producción y venta de energía,\nlo que no se pretende en esta norma. En ese sentido, para efectos de proyecto\nde generación con el único objetivo de vender la energía, existen los\nmecanismos establecidos en las leyes 7200 y 7508. En cuanto al equipamiento,\nefectivamente en algunos casos haya necesidad de instalar un equipo de medición\nel cual deberá instalar el interesado y dar acceso a la empresa distribuidora.\nPor consiguiente se rechaza la petitoria de ACESOLAR.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nGeneración a pequeña escala para autoconsumo: Generación de energía eléctrica en instalaciones con\npotencias menores o iguales a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables, y en el sitio de\nconsumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas propias del abonado-usuario\ninteractuando con la red de distribución, con la opción de comprar-vender, al precio que determine\nla Autoridad Reguladora, o intercambiar excedentes de producción con la empresa distribuidora, de\nhasta un 49 % de la energía mensual producida con la red de distribución eléctrica.\n\nJustificación: Se mejora la redacción para la fortalecer la\naplicabilidad y la congruencia de la definición con el resto del articulado.\n\nARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por\nconsiderar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de\nfondo del articulado.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nDebe aclararse que los intercambios de energía se permitirán únicamente\ncon la distribuidora, esto por cuanto se puede interpretar que el intercambio\ntambién sería válido entre clientes. Además es necesario indicar que la\npotencia de 1000kVA se refiere a la potencia nominal del generador o conjunto\nde generadores.\n\nARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por\nconsiderar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de\nfondo del articulado.\n\n(.)\n\nGenerador privado\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nSe solicita eliminar el texto: \"a una empresa que brinda el servicio\npúblico de electricidad en la etapa de distribución\" de esta definición por lo\nque el texto quedaría: Empresa de capital privado o persona física que se\ndedica a generar energía eléctrica para su venta.\n\nJustificación: La redacción actual no tiene que estar limitada a la red\nde distribución, particularmente cuando la mayor parte de la generación privada\nestá conectada a subestaciones. Los detalles se definirán en el contrato de\ninterconexión.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Los generadores privados únicamente están\nhabilitados para vender energía a las empresas que brindan el servicio público\nde electricidad, entendidas como el ICE, la CNFL y las ocho empresas de\ndistribución establecidas en el país. El tema de la interconexión está fuera\ndel contexto de la definición de la norma. Por lo anterior se rechaza la\npetición de ACOPE y ENEL.\n\n (.)\n\nGenerador\n\n(.)\n\nACOPE\n\nSe solicita eliminar el texto: \"Abonado o usuario que dispone de un\nsistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo integrado a la red\nde distribución nacional.\" de esta definición por lo que el texto quedaría:\nEmpresa generadora de energía eléctrica. Justificación: La redacción debe ser\ngenérica, o crea confusiones sobre el concepto.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el\ntérmino de generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas\ndefiniciones danclaridad al concepto según su uso en\nla norma.\n\nENEL:\n\nLa propuesta incluye la definición:\n\n\"Generador: Empresa generadora de energía eléctrica. Abonado o usuario\nque dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo\nintegrado a la red de distribución nacional.\" Solicitud: Parece incluirse aquí\ndos definiciones, una de Generador y otra de Autogenerador.\nA fin de evitar crear confusiones con el concepto, se solicita modificar la\ndefinición para que se lea:\n\n\"Generador: o persona física que se dedica a generar energía eléctrica,\nsea para su venta o autoconsumo\", eliminando la frase: \"Abonado o usuario que\ndispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo\nintegrado a la red de distribución nacional.\" la cual causa confusión.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el término\nde generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas definiciones\ndan claridad al concepto según su uso en la norma.\n\n(.)\n\nLínea de distribución\n\n(.)\n\nPLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita eliminar la frase \"en media y baja tensión\" de esta\ndefinición por lo que el texto quedaría: Disposición de apoyos, ductos,\nconductores, aisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma\naérea o subterránea, para su uso final. Justificación: No es necesario\nestablecer el voltaje, solo la función. El sistema eléctrico puede evolucionar\na que la función de distribución se llegue a hacer a niveles más altos que los\nactuales, por ejemplo 138 kV.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son\ncontrarios a la electrotecnia.\n\n(.)\n\nLínea de transmisión\n\n(.)\n\nPLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita eliminar la mención sobre \"alta tensión\" en la redacción de\nesta definición por lo que el texto quedaría: Disposición de estructuras,\nconductores, aisladores y accesorios para cumplir la función de transmisión.\nJustificación: No es necesario establecer el voltaje, solo la función.\nActualmente existen algunas líneas que cumplen con la función de transmisión a\nvoltaje de 34.5 kV, y habrán más en nuevos proyectos\nde generación.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son\ncontrarios a la electrotecnia.\n\n(.)\n\nMedia tensión\n\n (.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nMedia tensión: Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo\nvalor nominal eficaz (rms) es mayor a 1000 Volt y\nmenor que 138 kV. Justificación: Se hace congruente\nesta definición con la de Alta Tensión, toda vez que la tensión de transmisión\nutilizada en Costa Rica es igual o superior a 138 kV.\n\nARESEP. Análisis Técnico. La definición es del término \"Media tensión\"\ny obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que se rechaza la solicitud de\nla CNFLSA.\n\n(.)\n\nMini generador\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nMini generador: Generadores de energía eléctrica con una potencia de\ngeneración superior a 100 kVA e inferior o igual a\n1000 kVA. Justificación: Se hace congruente esta\ndefinición con la de Generación a pequeña escala para autoconsumo.\n\nARESEP. Análisis Técnico: se acepta la observación por cuanto aclara\nmejor el término.\n\n(.)\n\nNormativa nacional\n\n(.)\n\nCNFLSA,COOPELESCA\n\nNormativa nacional: Conjunto de normas técnicas y procedimientos en el\nque se establezcan reglas técnicas - económicas de aplicación obligatoria,\nemitida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).\nJustificación: Seeliminan como parte de la normativa\nnacional los criterios y en general cualquier documento emitido por ARESEP por\ncuanto los mismos deben fundamentarse en el procedimiento legal aplicable para\nsu eficacia.\n\nARESEP. Análisis técnico: Toda norma, lineamiento (técnico) o documento\nemitido por la Autoridad Reguladora tiene opción a los recursos establecidos en\nla Ley General de la Administración Pública, por lo que se rechaza la\npetitoria.\n\nAdemás lo documentos emitidos bajo el artículo 25 de la ley 7593, es\nclaro que deben someterse al procedimiento de audiencia pública.\n\n(.)\n\nPunto de entrega o Punto de acople común\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nPunto de entrega o Punto de acople común: El punto de entrega es el\nsistema de barras de la subestación donde se conecta el generador o usuario con\nla red de transmisión nacional o el punto en la red de distribución en donde se\nconecta el generador. En el caso de generadores de pequeña escala para\nautoconsumo el punto de entrega será el definido en la normativa técnica\naplicable a acometidas. Justificación: Se cambia de la definición el punto de\nentrega para los generadores de autoconsumo por el definido en la normativa\ntécnica aplicable a acometidas.\n\nARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente\nusado en la norma AR-NT-ACO \"Instalación y Equipamiento de Acometidas\nEléctricas.\", más claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nEl punto de entrega debe ser el definido en la norma técnica de\nacometidas, esto por cuanto amarrarlo en esta norma a los terminales de carga\ndel contador no es conveniente toda vez que la medición puede ser directa o\nindirecta según la carga, o bien el punto de entrega sea diferente al punto de\nmedición. Recomendamos referir esta definición a la norma de acometidas.\n\nARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente usado\nen la norma AR-NT-ACO \"Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.\",\nmás claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.\n\n(.)\n\nRed de transmisión eléctrica\n\n(.)\n\nCNFLSA,COOPELESCA:\n\nRed de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por:\nlas líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión)\nexceptuando las de generación, subestaciones reductoras (barras de alta y media\ntensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de\ntransformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la\nfunción de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los\nagentes que inyectan o retiran energía. Justificación: Se incluye en la\ndefinición la aclaración de que de las subestaciones elevadoras se exceptúan\nlas de generación por cuanto estas no forman parte de la red de transmisión\neléctrica sino del negocio de generación.\n\nARESEP. Análisis Técnico: No se acepta pues desde el punto de vista\nregulatorio las subestaciones elevadoras asociadas a las plantas de generación,\nforman parte del sistema de transmisión.\n\n (.)\n\nServicio eléctrico\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe propone modificar la definición de servicio eléctrico como sigue,\npara que quede claro a qué tipo de comercialización se refiere:\n\n\"Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas\nde generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su\ncomercialización minorista\".\n\nARESEP: Análisis técnico-jurídico: No es admisible la\nsolicitud del ICE en cuando a que el término comercialización en la definición\nes de sentido amplio. Es decir abarca la comercialización minorista (es decir\nla venta de energía en pequeños o grandes bloques para su uso final, caso de\nlos usuarios o abonados alta tensión, o usuarios a baja tensión, como la venta\nde energía de generadores al ICE o a empresas distribuidoras e incluso la venta\nde excedentes de abonados o usuarios con excedentes y venta a las empresas\ndistribuidoras.\n\nCNFLSA, COOPELESCA\n\nServicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas\nde generación, transmisión y distribución. Justificación: Se elimina la\nactividad de Comercialización de la definición de Servicio Eléctrico por cuanto\nya está incluida en la actividad de Distribución dado que la Comercialización\nno está contemplada como actividad independiente en el modelo de mercado\nlegalmente establecido en nuestro país.\n\nARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está\ncontemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se\nseñala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593, por lo que se rechaza la\nsolicitud de la CNFLSA.\n\n(.)\n\nTransmisión\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nSe solicita eliminar el término \"de alta tensión\" en esta definición. La\nredacción quedaría: Transporte de energía a través de redes eléctricas.\nJustificación: La función de transmisión no contempla niveles de voltajes\nespecíficos o calificados.\n\nARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, si\nbien es cierto la transmisión está asociada a niveles de tensión elevados, el\nindicarlo no crea confusión sino aclara el término.\n\n(.)\n\nArtículo 5. Frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional.\n\n(.)\n\nICE:\n\nLa redacción de este artículo debe modificarse, dado que el sistema\neléctrico nacional por sí solo no puede cumplir con este criterio. El control\nde las desviaciones de frecuencia lo realizan todos los sistemas eléctricos de\namérica central en conjunto.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Este artículo establece la frecuencia nominal\ndel Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Es entendido que en el estado de\ninterconexión actual del SEN, la frecuencia es un parámetro eléctrico de\ncarácter regional. No obstante, independientemente de que el SEN opere\nintegrado con el Sistema Eléctrico Regional (SER) o en forma aislada, la\nfrecuencia nominal del SEN es 60 Hz, y el Operador del Sistema es responsable\nde mantenerla dentro de los rangos de variación permitidos.\n\n(.)\n\nArtículo 6. Tensiones del Sistema Eléctrico Nacional.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nSe deben corregir los valores de las columnas segunda y tercera de la\ntabla 1 de este artículo para ser congruentes en la presentación y en las\ntolerancias establecidas en la misma. Deben utilizarse los mismos valores base\nde la norma de calidad de voltaje vigente.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Se acepta y se corrige por ser un error de\ntranscripción.\n\n(.)\n\nArtículo 8. Principio de planeación.\n\n(.)\n\nENEL:\n\nEn el inciso a. del artículo 8, la propuesta de norma indica: \"., bajo\nun horizonte de planificación a corto y mediano plazo (de cero a cinco años,\ncon una resolución máxima de un mes),.\". Solicitud: No comprendemos a qué se\nrefiere \"la resolución máxima de un mes\" solicitamos aclararlo.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Resolución máxima se refiere a la\nperiodicidad con que se determinarán los diferentes escenarios de\nplanificación. (.)\n\nArtículo 9 Estrategia de planeación.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe recomienda agregar la palabra \"plazo\" el texto de la primera parte\ndel artículo como sigue:\n\n\"Para la debida operación del SEN, el Operador del Sistema debe\ndesarrollar una estrategia de planeación que involucre metas a corto y mediano\nplazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), tomando en\ncuenta para ello y según corresponda:\"\n\nEn el ítem \"d. Respecto a la indicación de \"La hidrología de las\ndiferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y máximos operativos\"\nse debe ampliar el texto según lo originalmente sugerido por el CENCE a: \"d. La\nhidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y\nmáximos operativos de sus embalses\".\n\nEn el ítem \"e. La optimización del manejo de los embalses de regulación\nplurianual en el largo plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en\nel mediano y corto plazo\" se recomienda cambiar el plazo de largo a mediano (5\naños) acorde con los estudios que realiza el OS e indicado al inicio del\nartículo 9. La redacción quedaría de la siguiente forma:\n\n\"La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual en\nel mediano plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano y\ncorto plazo\".\n\nARESEP: Análisis técnico Se aceptan las : observaciones de\nforma y se incorporan.\n\n(.)\n\nArtículo 10. Criterios técnicos adicionales.\n\n(.)\n\na.\n\nICE:\n\nEl ICE reitera su comentario hecho al Artículo 10, punto b, que\nestablece que las líneas del SEN deben estar cargadas por debajo del 85% de la\ncapacidad térmica nominal. Aunque desde el 2002 se incorporó esta determinación\nesto no significa que sea deseable. Aspectos como el aprovechamiento de\nrecursos energéticos estacionales, las transferencias regionales, trabajos de\nmantenimiento, etc., podrían requerir de un redespacho de las plantas de\ngeneración del SEN, que produzcan flujos por algunas líneas que sobrepasen el\nvalor de cargabilidad del 85%. Estos redespachos\nestán dentro de la operación normal de un sistema y no califican como\n\"condiciones especiales, de emergencia, o de cumplimiento de un criterio de\nseguridad operativa\". Esta restricción encarece innecesariamente el costo del\nSEN.\n\nSe solicita no fijar límites a la cargabilidad de las líneas en\noperación nominal.\n\nARESEP: Análisis técnico: La norma debe interpretarse en forma integral\ny no interpretar el articulado en forma aislada. El inciso b, establece los\ncriterios de optimización para la máxima transferencia por las líneas de\ntransmisión tomando como referencia que éstas no sobrepasen el 85% de su\ncapacidad térmica nominal en condiciones de operación normal del SEN. No\nobstante ello, el inciso c, establece que en la operación diaria pueden darse\nsobrecargas siempre y cuando las mismas no sean permanentes. En ese sentido los\ncriterios de seguridad operativa del MER establecen muy claro que únicamente\nante la presencia de contingencias se pueden llevar a los elementos a operar en\nsu límite térmico de manera permanente ante una contingencia simple y a su\nlímite térmico de emergencia ante contingencias múltiples. Además operar\nelementos del SEN \n\nlímites máximos es\nponer al sistema en una situación de alerta permanente, pues\n\nen cualquier momento\npude darse una situación que implique sobrepasar los límites seguros de tales\nelementos e incluso del SEN en su conjunto. El Operador del Sistema a su\ncriterio, puede sobrepasar los límites establecidos, sin perder de vista las\nconsecuencias que ello pueda acarrear a los usuarios del SEN.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe reitera el comentario del ICE acerca de que la operación en islas o\nsubsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado de eventos extremos,\nlo que necesariamente provoca desequilibrios en el servicio eléctrico, por lo\nque resulta inadecuado solicitar el cumplimiento de los mismos criterios de\ndesempeño que se tiene bajo circunstancias normales. El sobredimensionar un\nsistema para que cumpla los mismos criterios de calidad y confiabilidad en\noperación normal y ante contingencias extremas no es un práctica común y tiene\nun alto costo que los usuarios deben asumir.\n\nA modo de ejemplo, el sistema de Costa Rica tiene la particularidad de\nque actualmente la mayor generación está en el norte y la mayor carga en el\ncentro. Si el sistema formara islas entre el norte y el centro tendríamos\nexceso de generación en el norte con poca carga y en el centro exceso de carga\ny poca generación.\n\nMantener las condiciones normales de operación en ambas islas requiere\nnecesariamente de sobre instalar (con respecto al sistema total) generación en\nel centro, solamente para poder acatar este punto de la regulación. Por lo\nanterior, se solicita eliminar este punto del presente reglamento.\n\nEsto también aplica para el inciso j) del artículo 11, en donde se\nsolicita ante un caso de operación en islas del SEN, la instalación de esquemas\nsuplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones de\ncalidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.\n\nAnálisis técnico: Este Organismo es conocedor que la operación en\nislas o subsistemas eléctricos se presentan como consecuencia de eventos\naislados, tal como el caso de la contingencia del 21 de octubre del 2013. No\nobstante ello, de ninguna manera, este Organismo Regulador puede permitir la\noperación en islas o subsistemas eléctricos aislados en condiciones de calidad\nnegativas para los usuarios. Si el Operador del Sistema no puede garantizar una\noperación en condiciones de calidad de ningún subsistema, se debe de abstener\nde hacerlo, salvo durante un proceso de restablecimiento del SEN.\n\nEn lo que respecta al inciso J del artículo 11, de igual forma el ICE\ndebe de valorar técnica, económica e incluso probabilísticamente la\nconveniencia de una operación en forma aislada de un subsistema eléctrico y\nconsecuentemente tomar las previsiones del caso. Nuevamente se reitera que si\nel Operador del Sistema no puede garantizar una operación en condiciones de calidad\nde ningún subsistema, se debe de abstener de hacerlo, salvo durante un proceso\nde restablecimiento del SEN, ello sin perjuicio de la responsabilidad que\nimplique condiciones de suministro deficientes durante el proceso de\nrestablecimiento del sistema eléctrico nacional o regional.\n\n(.)\n\nArtículo 11. Desconexión de carga por baja frecuencia.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita modificar en el artículo lo resaltado a continuación:\n\nEl esquema de desconexión de carga por baja frecuencia en la red será\nimplementado de acuerdo con los requerimientos que determinen los estudios\ncorrespondientes elaborados por el Operador del Sistema y coordinados con los\nparticipantes del negocio eléctrico (generadores, transmisores, distribuidores\ny abonados o usuarios en alta tensión). El rango de variación, conformado por\nvarias etapas, que se elija para dicho esquema, debe ser actualizado\ndependiendo de las necesidades de la red y de su evolución en el tiempo,\ndebiendo revisarse periódicamente y por lo menos una vez al año. También se debe\ntomar en cuenta lo relativo a la reserva rodante para contribuir en conjunto\ncon los otros sistemas eléctricos de América Central a evitar la\ndesconexión parcial de cargas en la primera etapa de operación de este esquema,\nlo cual es válido solamente cuando el SEN opera interconectado con el\nSER (no es un requisito que se pueda cumplir cuando el SEN opera\naislado). En ese sentido el Sistema Eléctrico Nacional debe operarse en\ntodo momento con una reserva rodante mínima que defina el Operador\ndel Sistema con la aprobación de la ARESEP y que además debe respetar lo\nreglamentado por la regulación regional. ARESEP: Análisis Técnico: No se\nacepta lo solicitado por el ICE en cuanto a establecer condiciones de operación\ndistintas entre la operación aislada del SEN y la operación integrada con el\nSER. La operación del SEN en forma aislada debe ajustarse a las mejores\nprácticas técnicas de aplicación general y conforme a niveles óptimos de\ncalidad, continuidad, confiabilidad, etc., debiendo la operación integrada con el\nSER mejora tales niveles.\n\n(.)\n\na. (.)\n\nICE:\n\nEl disparo de la unidad de generación de mayor capacidad del sistema, no\ndebe activar la primera etapa de desconexión, cuando el SEN opere\ninterconectado con el SER.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por el ICE pues no\nhay justificantes para establecer diferencias operativas radicales entre\noperación aislada e integral del SEN. No se aportan justificantes técnicas.\n\n(.)\n\nj. (.)\n\nICE:\n\nAl igual que se expuso en la objeción al inciso g del artículo 10, la\noperación en islas o subsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado\nde eventos extremos, lo que necesariamente provoca desequilibrios en el\nservicio eléctrico. En este sentido, no es adecuado solicitar el cumplimiento\nde los mismos criterios de desempeño que se tiene bajo circunstancias normales.\n\nPor lo tanto, resulta improcedente la solicitud de instalación de\nesquema suplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones\nde calidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.\n\nPor lo anterior, se solicita eliminar este punto del presente\nreglamento.\n\nARESEP. Análisis técnico: Se reitera lo indicado en el artículo 10.\n\n(.)\n\nArtículo 12. Ajustes de los relés de frecuencia de las unidades de\ngeneración.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita cambiar el texto: \"El ICE será responsable de verificar los\najustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque\nde generación nacional\" por el siguiente: \"El Operador del Sistema será\nresponsable de verificarlos ajustes correctos de los relés de frecuencia de\ntodas las unidades del parque de generación nacional\". Lo anterior dado que el\nOperador del Sistema es la figura del ICE más adecuada para dicha revisión,\npues fue quien definió los valores según lo indicado en esta misma norma y es\nun ente que puede verificar generadores que no son ICE, como por ejemplo los de\ndistribuidoras.\n\nARESEP: Análisis técnico: Se acepta lo solicitado por el ICE y se\ncorrige la redacción.\n\nACOPE, ENEL:\n\nSe solicita cambiar el nombre ICE por el de Operador del sistema al\nfinal de este artículo, cuya redacción sería: \"El Operador del Sistema,\nespecificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés\nde frecuencia, de acuerdo con los estudios de análisis de estabilidad. El\nOperador del Sistema será responsable de verificar los ajustes correctos de los\nrelés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional.\"\nJustificación: para ser consistentes en este reglamento es necesario que el Operador\ndel sistema sea quien tenga estas potestades. Además eso evita que el ICE sea\njuez y parte.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Se acepta y se corrige.\n\n(.)\n\nArtículo 15. Responsabilidades.\n\n (.)\n\nICE:\n\nSe solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:\n\"Es responsabilidad del Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como\nmínimo: el estado de los interruptores, las tensiones en barras del sistema de\ntransmisión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas y los\ntransformadores, los intercambios regionales, la generación activa y reactiva\nde todas las unidades de generación con potencia igual o superior a 5 MW.\". Lo\nanterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW\ny 5 MW. El capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores\nmenores a 1 MW; éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores\nmayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema y lo indicado en\nel artículo 39. Por ejemplo actualmente existen plantas con potencias entre 1\nMW y 5 MW que transmiten al CENCE datos de interés del OS.\n\nSe recomienda que el texto sea: \"Es responsabilidad del Operador del\nSistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los interruptores,\nlas tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos de potencia\nactiva y reactiva por las líneas y los transformadores, los intercambios\nregionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades de generación\ncon potencia igual o superior a 1 MW. \"\n\nARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas\ncon potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya\nque todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables\npor el Operador del Sistema. Adicionalmente, no indica el ICE cuales son los\ndatos de interés del OS que transmiten dichas plantas, ni el impacto sobre la\noperación óptima y de seguridad operativa, para poder ser evaluados por la\nARESEP con respecto a su costo beneficio para la operación óptima del SEN.\nConsecuentemente con lo anterior, no se acepta la solicitud del ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 17. Mantenimiento del SEN.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita cambiar la redacción de este artículo por la siguiente: \"En la programación del\nmantenimiento de los diferentes elementos del SEN, se deberá reducir el impacto sobre la operación\ndel sistema y evitar, en lo posible, la desconexión de carga. Anualmente bajo los procedimientos y\nmecanismos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora, el ICE, las\nempresas de transmisión y de generación y los abonados o usuarios en alta tensión, deberán de enviar\nal Operador del Sistema el programa de mantenimiento anual predictivo y preventivo de los elementos\ngeneradores conectados al SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV y superior, así como elementos\nde la red de transmisión.\n\nEl Operador del Sistema podrá hacer los ajustes necesarios en la\ncalendarización de las actividades de mantenimiento con fines de seguridad operativa\ny de satisfacción óptima económica de la demanda.\"\n\nSe propone la nueva redacción para evitar recibir planes de\nmantenimientos de elementos de las redes de distribución.\n\nARESEP: Análisis Técnico: No se acepta la solicitud del ICE, pues\nparece olvidarse de que existen gran cantidad de generadores interconectados a\nlas redes de distribución, por lo que es importante que el ICE reciba también\ndatos de mantenimientos de redes de distribución en las cuales hay inyección de\nenergía al SEN, los cuales pueden incidir en su operación.\n\n(.)\n\nArtículo 18. Control de frecuencia: regulación secundaria y primaria.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:\n\"Todas las plantas del sistema con potencias iguales o superiores a 5 1 MW están\nen la obligación de operar cumpliendo con los requisitos técnicos indicados por\nel Operador del Sistema, salvo que por restricciones técnicas no estén en\ncapacidad de operar en esa condición.\" Lo anterior, debido a que con el texto\nactual se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW y 5 MW. Creemos\nque el capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores\nmenores a 1 MW y que éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores\nmayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema indicados en los\nartículos 39, 40 y 41.\n\nARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas\ncon potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya\nque todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables\npor el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el\nSEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para\npoder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación\ncon la operación óptima del SEN y la seguridad operativa del mismo y mucho\nmenos el impacto de un generador con una potencia menor a 5 MW sobre la\nregulación primaria y secundaria del SEN. Por lo anterior, se rechaza la\npetición del ICE.\n\n(.)\n\nCAPÍTULO V.\n\nEXPANSIÓN Y DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.\n\nICE:\n\nEl título de este Capítulo V induce a pensar que su contenido está\ndedicado a normar los procesos de planeamiento de la expansión de los tres\nsubsistemas del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución). Sin\nembargo, de los nueve artículos que lo integran, los artículos del 24 al 28\nestán dedicados exclusivamente a temas de operación y estándares de diseño.\n\nSi bien es cierto, la política energética nacional la dicta el\nministerio de planificación y el ministerio de ambiente y energía, es\nconveniente que la ARESEP, como responsable de velar por una correcta expansión\ny diseño del sistema eléctrico nacional, incorpore los artículos 20, 21, 22,\n23, en el Capítulo V, sin embargo los artículos 24, 25, 26, 27 y 28, estarían\nmejor ubicados en el capítulo iii: planeamiento de la operación del SEN. Se\nsolicita reubicar los cinco artículos numerados del 24 al 28, en el Capítulo\nIII: planeamiento de la operación del SEN.\n\nARESEP: Análisis técnico: Para efectos de claridad en lo que respecta\nal objetivo y alcance de este capítulo, el mismo se titulará \"EXPANSIÓN Y\nDISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.\"\n\n(.)\n\nArtículo 21. Expansión de la transmisión.\n\n(.)\n\nICE:\n\nEn el segundo párrafo del artículo 21 se plantea una mezcla no deseable\nde temas de transmisión referidos a temas de generación, que de forma correcta\nson tratados en el artículo 22.\n\nEste párrafo menciona también que se debe disponer de un sistema de\nrespaldo de transformación en subestaciones de transmisión y distribución que\nen caso de falla de la unidad de transformación más grande se garantice la\nsatisfacción de la demanda local. La redacción no es clara en si se debe\nrespaldar la capacidad de transformación por subestación o si deben existir\nrespaldos entre subestaciones para abastecer dicha demanda.\n\nSe solicita aceptar la siguiente redacción: \"Adicionalmente, deberá de\nplanearse una red de transmisión flexible, robusta y adaptada tecnológica y\nestructuralmente para incorporar la mayor cantidad de generación disponible y\ntoda la carga del sistema.\n\nAdemás deben existir respaldos entre subestaciones de transmisión y\ndistribución que permitan garantizar la satisfacción total de la demanda de una\nsubestación, que presente una falla en su unidad de transformación más grande.\n\nARESEP: Análisis técnico: Los sistemas de generación y transmisión\noperan en forma integrada por lo que no existe mezcla de conceptos. Por otra\nparte la capacidad de transformación debe efectuarse de manera óptima técnica y\neconómicamente, ya sea mediante respaldo de la capacidad de transformación por\nsubestación o mediante respaldos entre subestaciones. En todo caso debe\ngarantizarse abastecer la demanda. Por lo anterior, se rechaza lo solicitado\npor el ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 22. Expansión de la generación.\n\n(.)\n\nRICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:\n\nNo considera el principio de costo total y costo evitado\n\nNo considera que también dicho costo puede ser mayor en tecnologías\nmodernas como son generación con residuos sólidos, si se compara a las tasas\nactuales en Hidroeléctricas y Eólicas, pues en Costa Rica no existe una\nindustria de esta naturaleza. Sin embargo FEMETROM tiene planes para producir\ncon residuos sólidos, lo que permitiría en futuro reducir el costo, por medio\nde economías de escala una que se establezcan las primeras plantas en el país.\nAdemás, tanto la ARESEP como el ICE deben contemplar en las estructura de\ncostos elementos esenciales para producir energía esta naturaleza como son: 1-\nplantas de separación (MRFs por sus siglas en ingles)\nque incentiven el reciclaje y homogenización de las residuos sólidos usados\ncomo combustibles,2-Sistemas de limpieza de gases para brindar la seguridad de\nque las plantas operan dentro de parámetros legales 3-Sistemas de monitoreo en\ntiempo real auditables por las autoridades de salud. Esto implica que la\nestructura de capital a considerar dentro del rubro de inversiones no debe\nlimitarse solo sistema de generación si incluir esos elementos Las plantas de\ngeneración con residuos sólidos no solo brindan beneficios directos de carácter\nambiental al dar un uso alternativo a los residuos sólidos, sino que disminuyen\nlos costos de transporte y polución del ambiente.\n\nTambién beneficios indirectos al evitar la pérdida de valor de las\ntierras adyacentes o tensión social por la instalación de nuevos rellenos\nsanitarios cercanos a centros de población. Se debe considerar que se\nsubstituye la generación térmica por un sistema de mayor confiabilidad que no\ndepende de la estacionalidad o del clima. Estas plantas pueden funcionar 24\nhoras, como energía de base que evitan el arranque de las térmicas. Además\npueden entregar poder distribuido lo que mejora la calidad del sistema y\ndisminuye la circulación de camiones de basura. Se está evitando costo debido a\nla substitución. Se debe establecer por ende el principio de Costo Evitado o no\nincurrido. Basado el ese principio el costo total es menor ya que disminuye el\nuso de plantas térmicas las cuales operan por encima de las 30 centavos de\ndólar en promedio (en algunos casos hasta de 50 centavos de dólar) por\nMegavatio. O la importación de energía cuyos precios también son mayores al\npromedio local. Muchos veces las energía renovales pueden tener precios mayores\npero tiene beneficio adiciones. Estos beneficios totales para el país deben ser\ndeterminados y considerados en el precio como externalidades. La determinación\nde una banda de precio debe considerar 1) el promedio del precio de la\nelectricidad no comprada mercado centroamericano (piso de la banda) 2) Y el no\nuso de las plantas térmicas a costo promedio mensual (techo de la banda). El\npaís debe incentivar inversiones en tecnologías nuevas para dejar de depender\núnica y exclusivamente de energías que son variables como son hidroeléctricas ,\nsolar o eólica y o políticamente sensibles como la geotérmica dentro de parques\nnacionales Dando paso a nuevas alternativas no presentes en el país .\n\nARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez el cual\nno solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno. Se toma nota de su\ncomentario\n\n(.)\n\nArtículo 23. Generación térmica a base de derivados de petróleo.\n\n(.)\n\nICE:\n\nAunque la ARESEP tiene la responsabilidad de velar por una correcta\nexpansión y diseño del Sistema Eléctrico Nacional, en aras de la calidad,\ncantidad, confiabilidad, continuidad, el concepto aplicado a la generación\ntérmica en el artículo 23 no es el deseable para el SEN.\n\nSe solicita aceptar la siguiente redacción: \"La incorporación y uso de\ngeneración térmica a base de derivados de petróleo deberá ser la menor posible,\nsiempre y cuando permita minimizar el costo total del sistema de generación.\nEstas unidades térmicas, cuyo costo total (operación e inversión) es el óptimo\npara la matriz energética, se conectaran a un sistema de transmisión, robusto y\nflexible, que permita el transporte de la generación térmica a los centros de\ncarga del Sistema Eléctrico Nacional.\"\n\nARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad del objetivo regulatorio\nde acepta la redacción sugerida por el ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 26. Desbalance de fases.\n\n(.)\n\nICE:\n\nRespecto a la redacción de la primera parte del artículo 26, se propone\nincorporar el texto resaltado de la siguiente forma: \"En condiciones normales\nde operación el desbalance de la tensión no debe exceder el 3%, en\ncondiciones de ausencia de carga.\"\n\nARESEP: Análisis Técnico: Lo sugerido por el ICE no tiene impacto sobre\nel objetivo regulatorio de este artículo, por lo que se rechaza su solicitud.\n\n(.)\n\nArtículo 27. Seguridad.\n\n(.)\n\nICE:\n\nEl inciso a) de este artículo define aspectos de voltaje y tiempos de\nrespuesta, que se deben tener en el sistema después de despejada una falla,\npero no da claridad respecto a qué tipo de falla y a qué nivel de voltaje se\nrefieren. Por esto se recomienda aceptar la siguiente redacción: a. Una vez\ndespejada una contingencia única (n-1) del Sistema de Transmisión, la tensión\nno debe permanecer por debajo del 80% del valor nominal por más de 700\nmilisegundos.\n\nAdemás, se\nrecomienda modificar el texto del inciso \"c\":\n\n\"c. No se den\nsobrecargas en líneas ni en transformadores\"\n\nPor el siguiente\n\n\"c. No se den\nsobrecargas permanentes en líneas ni en transformadores.\"\n\nLo anterior pues en\nel artículo 13 se indica que son permitidas sobrecargas temporales ante\ncontingencias múltiples.\n\nARESEP: Análisis técnico: No se aceptan las observaciones del ICE por\ncuanto las condiciones de tensión deben darse independientemente del tipo de\nfalla, sea simple o múltiple. Además se permite la operación del sistema con\nsobrecargas, no la planeación y diseño del SEN bajo condiciones de sobrecarga.\nPor otra parte el articulado debe interpretarse en forma integral con la norma\ny no de manera individual o aislada.\n\n(.)\n\nArtículo 31. Obligaciones del ICE y de las empresas de transmisión y\ndistribución.\n\n(.)\n\nPLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita agregar la frase \"Para las empresas generadoras estos costos\nserán reconocidos en sus tarifas\" en la segunda parte de este artículo, cuyo\ntexto quedaría:\n\nCorresponden al ICE ,a las empresas de generación y distribución y a los\nusuarios en alta tensión:\n\na. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al\ncontrol, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad\nReguladora. Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus\ntarifas. Justificación: Cuando el sector eléctrico tenga un mercado abierto,\nestos cargos tienen sentido. Antes no tienen ningún asidero. En caso de que lo\ncobren, deberá ser reconocido como parte de los costos que deben ser incluidos\nen las tarifas de\n\nlos generadores\nprivados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree en este\nreglamento para estos administrados.\n\nARESEP: Análisis técnico: El Operador del Sistema debe ser financiado.\nNo es necesario agregar lo solicitado por Plantas Eólicas, pues todos los\ncostos son considerados en las tarifas.\n\nCorresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución y a los\nusuarios en alta tensión:\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nPara el punto b) de este artículo se solicita mantener el plazo de 90\ndías para responder al interesado, pues 120 días es un plazo muy prolongado e\ninnecesario.\n\nTómese en cuenta que dicho plazo excede cualquier plazo razonable\nestablecido en normas de rango superior a este reglamento. Por ejemplo, el\nartículo 32 de la Ley de la Jurisdicción Constitucional define un plazo de\nrespuesta de diez días hábiles; incluso (y solo como ejemplo y para crear un\nparalelismo) el artículo 261 de la Ley General de la Administración Pública\nestablece que un procedimiento administrativo no debe tardar más de dos meses.\nEl plazo propuesto en este reglamento duplica sin que exista una justificación\nrazonable al respecto.\n\nARESEP: Análisis técnico: La norma establece un plazo máximo de 120\ndías, el cual desde luego debe estar debidamente justificado por el Operador\ndel Sistema en cada caso.\n\nENEL:\n\nEn el inciso a del artículo 31, la propuesta de norma indica \"Cancelar\nal Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y\noperación integrada que establezca la Autoridad Reguladora\". Dichos cargos no\ndebiesen ser aplicables en un mercado cerrado. Sin embargo, en caso de\naplicarse, éstos deben también ser incluidos como un costo a compensar mediante\nlas tarifas de referencia que establezca la ARESEP para generadores privados.\nSolicitud: Establecer que dichos cargos, así como cualquier otro costo que\nimpone este reglamento a los administrados, serán incluidos en las metodologías\nde cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra\nde energía por parte del ICE a los generadores privados.\n\nARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado\npor ENEL, ya que esos son aspectos tarifarios que se atenderán cuando\ncorresponda.\n\n(.)\n\nArtículo 32. Obligaciones de los interesados y usuarios:\n\n(.)\n\nICE:\n\nIncluir en el inciso \"c\" lo resaltado (negrita y cursiva), ya que no se\nestá considerando que en el país existe otra empresa de transmisión (EPR)\nademás del ICE:\n\na. Cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje, puesta\nen servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos según lo\nestablezcan las normas que propongan el Operador del Sistema, el ICE, las\nempresas de transmisión y las empresas distribuidoras y la Autoridad\nReguladora apruebe.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Se acepta lo indicado por el ICE pues fue una\nomisión involuntaria\n\nACOPE, ENEL:\n\nDel concepto \"usuarios generadores\" debe quitarse la palabra \"usuarios\"\ndebido a que no está definido el concepto \"usuarios generadores\". También debe\nquitarse la palabra \"conectados\" debido a que las obligaciones mencionadas en\neste artículo aplican para nuevas solicitudes de interconexión. En el caso de\nlos incisos a), b), e i) se solicita incluir, al final de esos incisos el\nsiguiente texto: Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos\nen sus tarifas. Específicamente para el punto a) debe indicarse que cualquier\npago deberá ser conforme con lo que establezca la Autoridad Reguladora, tal y\ncomo se aplica en el punto b).Específicamente para el punto c) es necesario\nincluir a otros participantes como los generadores privados, los interesados, y\nlos usuarios para que pueden proponer normas técnicas para que sean valoradas y\naprobadas por la ARESEP. Cualquier norma técnica sometida a la ARESEP debe\npasar el debido proceso según lo establece la ley 7593.Eliminar el punto f) de\neste artículo, pues no se puede obligar a un actor a someterse a procedimientos\ny cumplir requisitos de otro actor, sin que sean valorados y aprobados\npreviamente por la ARESEP. Justificación: En caso de que cobren los cargos\nindicados en los incisos a), b), e i), estos cargos deberán ser reconocidos\ncomo parte de los costos que deben ser incluidos en las tarifas de los\ngeneradores privados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree\nen este reglamento para estos administrados.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Existe la definición de \"usuario\" y de\n\"generador\", por lo que el término \"usuarios generadores\", es fácilmente\ncomprensible. Por otra parte el artículo establece tanto, obligaciones para\nusuarios conectados, como de interesados en proceso de trámite para una\nconexión al SEN. En cuanto a los costos, sobra indicar lo manifestado por\nACOPE, pues dichos costos se tomarán en la fijación tarifaria. Los costos de\nlos estudios de acceso es un proceso administrativo a realizar por el CENCE, en\nel caso de controversia entre el CENCE yun interesado\npor el monto de dicho estudio, la Autoridad Reguladora resolverá de conformidad\ncon sus potestades legales. En cuanto al inciso c, se acepta y se incorpora lo\nindicado por ACOPE y finalmente es inadmisible lo solicitado por el ACOPE, de\neliminar el punto f, pues se estaría llegando a límites de coadministración con\nlas empresas.\n\nENEL, PLANTAS EÓLICAS:\n\nEn el inciso a del artículo 32, se indica \"Pagar al ICE, a la empresa de\ntransmisión o a la empresa distribuidora los costos incurridos por la\nrealización de los estudios que ocasionen la solicitud de conexión\"; en el\ninciso b, se indica \"Cancelar los cargos, donde sea aplicable, asociados a la\nconexión, uso y servicios de la red de transporte y de distribución, según lo\nestablezca la Autoridad Reguladora\"; adicionalmente en el inciso i, se indica\n\"Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control,\nsupervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora\".\nDichos cargos son responsabilidad del ICE, los cuales son incluidos en su\nmodelo de tarifas de venta de energía de ese Instituto a sus usuarios. Sin\nembargo, en caso de traspasarse a los generadores privados, éstos deben ser\nincluidos en las metodologías de cálculo de las tarifas de referencia estimadas\npor la ARESEP para la compra de energía por parte del ICE a los generadores\nprivados. Solicitud: Aclarar que dichos cargos así como otro costos que se\nestablezcan en este reglamento para estos administrados, requieren ser\nestablecidos por la ARESEP, y que serán incluidos en las metodologías de\ncálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra de\nenergía por parte del ICE a los generadores privados. Asimismo, se solicita\nmodificar en el artículo el término usuarios generadores por Generadores, a fin\nde dar consistencia al reglamento.\n\nARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado\npor\n\nENEL ya que esos son aspectos tarifarios.\n\n(.)\n\nArtículo 33. Propiedad de los equipos de conexión.\n\n(.)\n\nICE:\n\nModificar el texto como se indica: \"Si la conexión es viable técnica y\neconómicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la empresa distribuidora no\nposee los recursos técnicos y financieros para ofrecer el punto de conexión, el\nusuario podrá correr ejecutar con sus propios recursos la construcción\ndel punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos\npor la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el \"contrato de\nconexión\" (capítulo VII de esta norma).\" Análisis técnico: Es una mejora de\nredacción. Se acepta y se incorpora.\n\nACOPE, ENEL:\n\nModificar el primer párrafo de este artículo para agregar el término:\n\"en el inciso c) del artículo 32 de esta norma\", de la siguiente forma: \"Si la\nconexión es viable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa\ntransmisora o la empresa distribuidora no posee los recursos técnicos y\nfinancieros para ofrecer el punto de conexión, el usuario podrá correr con sus\npropios recursos la construcción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla\ncon los requisitos establecidos en el inciso c) del artículo 32 de esta norma.\"\nJustificación: Es necesario eliminar la intromisión de otros actores en las\nfunciones de regulación que son propias de la ARESEP por lo que solicitamos se\najuste la redacción del inciso c) del artículo 32 de la propuesta de\nreglamento, que en lo que interesa señala que:\n\nArtículo 32.Obligaciones de los interesados y usuarios:\n\nSe establecen a los interesados y usuarios generadores conectados al SEN\nen alta y media tensión las obligaciones siguientes, según les corresponda:\n\nc. cumplir las normativas técnicas de diseño, construcción, montaje\npuesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos\nsegún lo establezcan las normas que propagan el Operador del Sistema, el ICE y\nlas empresas distribuidoras y la Autoridad Reguladora apruebe.\n\n \n\nEs importante destacar que en la propuesta se nota una serie de\ndelegaciones en favor del Instituto Costarricense de Electricidad, del operador\ndel sistema, que más bien caen dentro del elenco de facultades exclusivas de la\nAutoridad Reguladora que no pueden ser delegadas, a pesar que la AERESP es la\nllamada a establecer estas normas técnicas que indefectiblemente inciden en la\ncalidad de la prestación del servicio. Esta potestad -deber es de sobra\nconocida por la ARESEP toda vez que se encuentra establecida en los artículos 5\ninciso a) y 25 ambos de la Ley 7593, el artículo 4 del Decreto Ejecutivo N\n29732-MP e incluso las normas técnicas establecidas en las resoluciones\nRRG-2242-de las 8:30 horas, RRG-2444 de las 8:50 horas del 21 de diciembre de\n2001 y RRG-2439- 2001 de las 8:30 horas todas del 21 de diciembre de 2001 en\ndonde incluye normas respecto de diseño, montaje y construcción de equipos. Es\ndecir tanto por vía de norma de rango legal, como de resolución de la entidad\nreguladora las normas de calidad son potestad exclusiva e indelegables de la\nARESEP y que se derivan de los objetos y propósitos para los cuales fue creada.\nLa Ley General de la Administración Pública es muy clara en su artículo 90\nincisos c) y d) que en lo que interesa señalan:\n\n\"Artículo 90.-\n\nLa delegación tendrá siempre los siguientes límites: (.)\n\nc) No podrá hacerse una delegación total ni\ntampoco de las competencias esenciales del rgano, que\nle dan nombre o que justifican su existencia;\n\nd) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por\nrazón de la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; .\" Dos\nideas son sumamente importante tomarlas en cuenta. La primera es el contenido\ndel inciso c). La esencia de la Autoridad Reguladora es regular aquellas\nempresas que prestan servicios a los cuales el legislador le ha dado una\nconnotación de servicio público:\n\n\"Artículo 5.- Funciones\n\nEn los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad\nReguladora fijará precios y tarifas; además, velará por el cumplimiento de las\nnormas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y\nprestación óptima, según el artículo 25 de esta ley. Los servicios públicos\nantes mencionados son.\"\n\nComo corolario de sus facultades regulatorias, la ARESEP está facultada\npara emitir reglamentos técnicos sectoriales por medio de los cuales se regulen\naspectos esenciales que los operadores de los servicios públicos deben de\nacatar durante la prestación del servicio. La lógica que subyace es que existiría\nun evidente conflicto de intereses en perjuicio de una de las partes si la\nARESEP delega en uno de los administrados la fijación de requisitos técnicos\nque incidan en la calidad del servicio o bien, delega esta facultad sin\nestablecer una serie de parámetros objetivos para que los prestadores definan\ndichos requisitos basados únicamente en la subjetividad del funcionario. Este\nconflicto de interés lógicamente afectará a las empresas generadoras privadas\nde energía a las cuales se les obligaría cumplir con requisitos que no fueron\naprobados por ARESEP mediante los mecanismos previstos por la Ley 7593\n\nLa Procuraduría General de la República, mediante el dictamen\nC-134-2001, señaló que:\n\n\"Para este Despacho, con base en esas normas es claro que la entidad\npública responsable de los rescates arqueológicos en Costa Rica es el Museo\nNacional. Se le ha otorgado esa atribución por su idoneidad específica para la\nprotección y rescate debidos del patrimonio arqueológico, en los términos\nempleados por la Ley No. 1542 del 7 de marzo de 1953:\n\n\"Artículo 1º.-\n\nEl Museo Nacional de Costa Rica es el centro encargado de recoger,\nestudiar y conservar debidamente ejemplares representativos de la flora y la\nfauna del país, y de los minerales de su suelo, así como de sus reliquias históricas\ny arqueológicas, y servirá como centro de exposición y estudio. Con ese objeto,\ny a fin de promover el desarrollo de la etnografía y la historia nacionales,\naprovechará la colaboración científica que más convenga a sus propósitos.\"\n(El destacado no pertenece al original)\n\nEn consecuencia, el rescate arqueológico es una tarea exclusiva del\nMuseo Nacional, conferida en virtud de su idoneidad técnica, razón por la cual\nno procede su delegación en los términos del artículo 89, inciso 3) de la Ley\nGeneral de la Administración Pública que dispone: \"No será posible la\ndelegación cuando la competencia haya sido otorgada al delegante en razón de su\nespecífica idoneidad para el cargo.\"\n\nEn el mismo sentido, no pueden delegarse las competencias esenciales del\nórgano o que justifican su existencia (artículo 90, inciso c) del mismo cuerpo\nnormativo. Y ello acontece en orden a la labor de rescate arqueológico a cargo\ndel Museo Nacional.\"\n\nEl caso de la ARESEP es igual al expuesto en el criterio de la\nProcuraduría; por su idoneidad específica es ésta, y no los operadores o\nadministrados, quien debe definir requisitos para la prestación del servicio.\n\nEn lo concerniente al inciso d) del artículo 90 de la Ley General de la\nAdministración Pública, la delegación no es posible entre instituciones de\nfunciones y competencias tan diferentes como lo son la ARESEP y el ICE. En\npalabras de la Procuraduría General de la República:\n\n\"El artículo 84 de la Ley General de la Administración Pública regula lo\nrelativo a la transferencia de competencias administrativas, regulando las\ndiversas formas que puede asumir: delegación, avocación, sustitución del\ntitular o de un acto, subrogación y suplencia.\n\nPara todas esas tipologías de transferencia, se establece que tratándose\nde competencias externas que se trasladan de un órgano a otro, o de un servidor\npúblico a otro, las mismas requerirán de una norma expresa para tenerse como\nautorizadas; debiendo dicha norma ser de un rango jerárquico igual o superior\nal de aquella que crea la competencia y proscribiéndose, de modo expreso, la\ntransferencia en virtud de práctica, uso o costumbre. (artículo 85).\n\nPor otra parte, el numeral 87 de dicho cuerpo normativo introduce dos\nrequisitos fundamentales para la validez de una transferencia de esa naturaleza:\nen primer lugar, debe ser temporal y en segundo lugar, debe realizarse a través\nde una decisión motivada, entendiendo que dichos requisitos deben cumplirse en\nel acto de transferencia..\n\nArtículo 90.-\n\nLa delegación tendrá siempre los siguientes límites:\n\n.\n\nc) No podrá hacerse una delegación total ni tampoco de las competencias\nesenciales del órgano, que le dan nombre o que justifican su existencia;\n\nd) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por razón\nde la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; y\n\n.\n\nAsimismo, debemos destacar que la posibilidad de delegar la competencia\nes limitada y dado ello, la delegación puede ser revocada en cualquier momento\npor el órgano delegante. De igual forma, se establece en la ley, que la\ndelegación opera sólo entre órganos de la misma clase, por razón de la materia,\nel territorio y la naturaleza de la función. La delegación consiste en el\ntraspaso temporal de atribuciones de una persona física a otra, entendiéndose\nque se trata de titulares de órganos de la misma organización..\n\nCONCLUSIONES\n\nc) La delegación como medio de transferencia de competencias, sólo puede\noperar mediante norma expresa y entre órganos de la misma clase, por razón de\nla materia, el territorio y la naturaleza de la función. Dado ello, no podría\nfacultarse a un trabajador social de una institución ajena al IMAS, que realice\nla calificación destinada por ley a ésta, por cuanto no existe norma que lo\nautorice y por cuanto el IMAS es un ente descentralizado del Estado que en\nconsecuencia, no podría delegar en otros entes u órganos de la Administración,\nel ejercicio de una atribución pública legalmente asignada;.\"\n\nLa delegación es un acto de voluntad de la Administración Pública que\nestá sujeto a los requisitos que impone la ley, los cuales se traducen en un\nlímite infranqueable derivado de los principios constitucionales de Legalidad y\nde Interdicción de la Arbitrariedad.\n\nConsecuentemente, la delegación que pretende aprobar la ARESEP no puede\noperar, toda vez que no existe una norma de rango legal que, expresamente\nhabilite a dicha Autoridad a delegar facultades regulatorias en favor del ICE o\ncualquier otro prestador de servicio público.\n\nARESEP. Análisis técnico: Para mayor claridad se indica lo solicitado\npor ACOPE, no obstante se le aclara que este Organismo no está delegando sus\nresponsabilidades sino que evita llegar a un grado de coadministración con las\nempresas.\n\n(.)\n\nArtículo 34. Contrato de conexión.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nSe solicita incluir un plazo máximo de 15 días calendario para la\nrevisión del contrato de conexión por parte del Operador del Sistema.\n\nARESEP. Análisis técnico. Este es un aspecto a establecer en los\nprotocolos y procedimientos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la\nAutoridad Reguladora. Para mayor claridad se indica lo anterior al final del\nartículo.\n\nICE:\n\nNuevamente se insiste en la necesidad de un convenio de conexión que\naplique para obras que pertenecen al mismo propietario de la red de transmisión\no distribución en la que se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato\npor ser la misma persona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red\nde transmisión del ICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en\nsu propia red. La CRIE solicita en el artículo 4.3.5.1 del Libro III del RMER\npara la puesta en servicio de la conexión en la RTR:\n\n\"La puesta en servicio de una conexión será autorizada por el EOR, en\nconsulta con el OS/OM y el Agente Transmisor, cuando el solicitante haya cumplido\ncon lo siguiente:. d) La suscripción del Contrato de Conexión u otorgamiento de\nla autorización de conexión, de acuerdo a lo previsto en las regulaciones\nnacionales de cada país; y .\"\n\nPor lo anterior, se solicita modificar el título del artículo 34 con el\nnombre: \"Contrato o convenio de conexión\".\n\nARESEP. Análisis Técnico: Contrato o convenio es un mismo término por\nlo que se rechaza lo solicitado por el ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 35. Aspectos contractuales.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se\nentiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto\nresaltado con negrita y subrayado:\n\nEl \"Contrato de Conexión\", tanto para conexiones nuevas como para\nexistentes, deberá incluir al menos la información siguiente:\n\na. Definición de la terminología utilizada y la forma como debe\ninterpretarse el contrato.\n\nb. Determinación del objeto y alcance del contrato, incluyendo las obligaciones\nque se impongan al Operador del Sistema, al ICE, a la empresa de transmisión a\nla empresa distribuidora o a los usuarios.\n\nc. Cita de la legislación que forma parte del contrato y rige en su\ninterpretación y alcance:\n\ni. Leyes 7593, 7200, 7508 y sus reformas, y reglamentos y leyes conexas\n\nii. Resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía,\nen las redes de transporte o de distribución, así como de los cargos por\noperación del sistema correspondiente al Operador del Sistema emitidas por la\nAutoridad Reguladora.\n\niii. Normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora.\n\niv. Normas técnicas propuestas por el Operador del Sistema o el ICE y\naprobadas por la Autoridad Reguladora\n\nd. Cargos por conexión a la red de transmisión o de distribución fijados\npor la Autoridad Reguladora\n\ni. Determinación de los cargos a pagar por los usuarios, forma de\nfacturación y pago.\n\nii. Cronograma para el diseño, adquisición, construcción y puesta en\nservicio de la conexión.\n\niii. Frecuencia de revisión de los cargos.\n\niv. Información que el usuario debe suministrar al Operador del Sistema,\nal ICE, empresa de transmisión o empresa distribuidora para que puedan calcular\nlos cargos correspondientes y ser aprobados por la Autoridad Reguladora.\n\ne. Cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada\ndel SEN, fijados por la Autoridad Reguladora.\n\nf. Descripción de las obras y equipos que hacen parte de la conexión así\ncomo los límites físicos de la propiedad:\n\ni. Del inmueble.\n\nii. En los equipos de alta, media y baja tensión.\n\niii. En los circuitos de protecciones.\n\niv. En los circuitos de sincronización.\n\nv. En los circuitos de control.\n\nvi. En el equipo registrador cronológico de eventos y registrador de\nfallas.\n\nvii. En telecomunicaciones y telecontrol.\n\nviii. En los circuitos de medida y telemedida.\n\nix. En el sistema contra incendio.\n\nx. Otros aspectos que sean necesarios especificar.\n\ng. De la transferencia al ICE, a la empresa de transmisión o empresa\ndistribuidora de las líneas de derivación y del punto de conexión.\n\nh. Asignación de responsabilidad y las condiciones técnicas de la\noperación y mantenimiento, preventivo y correctivo, para coordinar su ejecución\nde tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o\nlíneas.\n\ni. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.\n\nj. Los servicios prestados entre las partes tales como:\n\ni. La operación.\n\nii. El mantenimiento.\n\niii. Las comunicaciones.\n\niv. Los servicios auxiliares.\n\nv. El suministro eléctrico para servicios propios.\n\nvi. Préstamo o arriendo de equipo\n\nvii. Servicios de supervisión, medición e información.\n\nk. Las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las\npartes.\n\nl. Especificación del plazo de vigencia y causales de finalización del\ncontrato.\n\nm. Las causales de modificaciones y cancelaciones del contrato.\n\nn. Pólizas de responsabilidad civil por los daños a consecuencia de\ndeficiencias\n\no fallas operativas en instalaciones y equipos.\n\no. Requisitos técnicos solicitados por el Operador del Sistema.\n\np. Listado de anexos que contengan los documentos relacionados con el\ncontrato.\n\nq. Cualquier otro\naspecto que regule los deberes y derechos de las partes. Justificación: El\napartado iv del punto c) crea inseguridad jurídica, y releva a la ARESEP de su\nmandato, por eso debe eliminarse. Esto ya se contempla en el apartado iii del\npunto c). En el punto d) cualquier cargo o tarifa para los servicios de este\nreglamento debe ser previamente determinado por la ARESEP, y en caso de que se\ncobren a los generadores privados, estos cargos deberá ser reconocido como\nparte de los costos que deben ser incluidos en sus tarifas. Esto también aplica\npara cualquier otro costo que se cree en este reglamento para estos\nadministrados. Adicionalmente el subíndice i es repetición del postulado\nindicado en d. Los otros temas de los subíndices ii al iv no tienen relación\ncon los cargos, por eso deben ser eliminados. El subíndice x del punto f) es\ninnecesario y confuso.\n\nDebe ser eliminado. En el caso del punto n) no se entiende la\njustificación de este requisito, que no ha existido antes en el SEN. Es mejor\neliminarlo. En el caso del punto q) el reglamento debe ser taxativo, y no en\nadecuado dejar cláusulas abiertas que producen inseguridad jurídica e\nindeterminación. Es mejor eliminarlo.\n\nARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad se considera dejar los\napartados iv y iii del punto c). No se evidencia ninguna inseguridad jurídica,\ncomo lo afirma ACOPE. Por otra parte resulta innecesario señalar lo indicado\npor ACOPE en relación con el reconocimientos de estos costos en las tarifas. En\nrelación al subíndice i del punto d), se reubica para mayor claridad. Los demás\nsubíndices quedan tal y como están. El subíndice x del punto f) es necesario que\nquede para establecer condiciones contractuales especiales. En cuanto al punto\nn) es necesario el establecimiento de pólizas de responsabilidad civil. Y por\núltimo es necesario para establecer condiciones contractuales especiales que\nconvengan las partes.\n\n(.)\n\nArtículo 38. Requisitos técnicos de las conexiones.\n\n(.)\n\nENEL:\n\nEn el apartado A del artículo 38, se indica \".los requerimientos de\naislamiento externo y coordinación de aislamiento en el sitio de conexión\nusuario - ICE o empresa de transmisión o empresa distribuidora, deben cumplir\ncon las normas aplicables, en el momento de su diseño\". Solicitud: Ajustar el\ntexto, indicando \".deben cumplir con la normativa aprobada por la Autoridad\nReguladora, en el momento de su diseño\". En el inciso f del apartado A del\nartículo 38, se indica \"Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de\npuesta a tierra de conformidad con lo que establezca el ICE o la empresa\ndistribuidora según corresponda\". No obstante, es la ARESEP quien debe incluir\nlos requisitos técnicos e indicarlos como parte de este reglamento. Solicitud:\nAjustar el texto, indicando \"Las conexiones al SEN deben contar con un sistema\nde puesta a tierra según la normativa aprobada por la Autoridad Reguladora\".\nAdicionalmente, solicitamos especificar los requisitos e incluirlos en este\nreglamento.\n\nARESEP: Análisis Técnico: La Autoridad Reguladora no puede llegar a\nestablecer detalles de normativa técnica en lo que respecta a diseño de\ninfraestructura eléctrica y de equipamiento, aspectos que les corresponde a las\nempresas eléctricas, debiendo la Autoridad Reguladora avalar dichas normas, si\nse considera oportuno desde el punto de vista regulatorio, y dirimir los\nconflictos que se presenten. Caso contrario se estaría llegando a un estado de\ncoadministración.\n\n(.)\n\nArtículo 39. Requisitos técnicos para la conexión de generadores al SEN.\n\n(.)\n\na. Equipo de protección.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita agregar el texto al final del segundo párrafo del inciso \"b\"\nque se resalta a continuación:\n\n\"El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán\nal Generador los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de respaldo\npor fallas en los equipos del Generador conectados directamente al sistema de\ntransmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de transmisión\nconectados directamente al equipo del Generador, desde el inicio de la falla\nhasta la extinción del arco en el interruptor de potencia. El Operador del\nSistema especificará para las plantas de generación renovables no\nconvencionales, mayores de 1 MW, los requisitos mínimos requeridos para\nsoportar huecos de tensión en la red de transmisión sin la desconexión\nde éstos del SEN, con el fin de garantizar la seguridad y confiabilidad\ndel Sistema Eléctrico Nacional.\" Lo es anterior es necesario para cubrir\nlos requisitos de tecnologías como plantas fotovoltaicas y eólicas.\n\nARESEP: Análisis técnico: No se considera necesario, pues el segundo\npárrafo es claro en sí mismo para todo tipo de fuente de energía primaria. El\nOperador del sistema debe establecer tales requisitos conforme a lo indicado en\nel artículo 45 de esta norma y en el contrato de conexión (artículo 34 y 35).\n\n(.)\n\nf. Equipo de supervisión y control.\n\n(.)\n\nACOPE, PLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se\nentiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto\nresaltado con negrita y subrayado:\n\na. Equipo de interrupción.\n\nToda conexión entre un \"Generador\" y el SEN debe ser a través de\ninterruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de\ncortocircuito en el punto de conexión. Mediante los estudios indicados en el\nCapítulo III de esta norma, el ICE o la empresa distribuidora brindarán al\nusuario, en un plazo no mayor a 90 días contados a partir del día siguiente a\nla formulación de la petitoria y como parte del estudio de conexión (artículo\n30), la información necesaria de valores de corriente de cortocircuito y la\ncapacidad de los interruptores de potencia del sistema de transporte o de\ndistribución en el punto de conexión.\n\nb. Equipo de protección.\n\nLas protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al\nsistema de transmisión deben cumplir con los requisitos que el ARESEP ICE\no la empresa de transmisión y el Operador del Sistema establezcan para reducir\na un mínimo el impacto en el SEN por fallas en los circuitos propiedad de los\ngeneradores.\n\nEl ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán\nal \"Generador\" los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de\nrespaldo por fallas en los equipos del \"Generador\" conectados directamente al\nsistema de transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de\ntransmisión conectados directamente al equipo del \"Generador\", desde el inicio\nde la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia.\n\nCon base en las normas de este reglamento A criterio del ICE y\ndel Operador del\n\nSistema, el \"Generador\" debe proveer una protección de falla de\ninterruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores locales\no remotos, que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable después\nde detectada la condición de falla de interruptor.\n\nAdicionalmente y siempre según las normas establecidas por la ARESEP a\ncriterio del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema, el\n\"Generador\" deberá proveer las protecciones que minimizan el impacto de fallas\nsobre el SEN siguientes:\n\ni. Protección por deslizamiento de polos, la cual se exigirá según los\nrequerimientos de operación del SEN.\n\nii. Protección de alta y baja frecuencia según los límites especificados\nen el plan de operación y el artículo 12 de esta norma.\n\nLos sistemas de protección deberán contar con equipos de respaldo para\ngarantizar la integridad de los esquemas de protección y deberán ser\nadecuadamente coordinados, según los requerimientos del ICE o de la empresa de\ntransmisión y del Operador del Sistema y además instalados de común acuerdo con\nel ICE.\n\nDe igual forma, las protecciones de las unidades de generación y sus\nconexiones al sistema de distribución deben cumplir con los requisitos que\nestablezca la ARESEP que la empresa distribuidora y el Operador del Sistema\nestablezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN y en la red de distribución\npor fallas en los circuitos de propiedad de los generadores.\n\nc. Equipo de medición comercial.\n\nEl \"Generador\" La empresa transmisora o la empresa distribuidora,\nsegún corresponda, debe proveer la infraestructura y equipo necesario en el\npunto de conexión para llevar la información que se requiera de medición\ny registro de potencia, y de calidad, para efectos tarifarios, de\nconformidad con lo establecido en la disposición técnica AR-NTCON \"Uso,\nFuncionamiento y Control de Contadores Eléctricos\" y con el Sistema de\nMedición Comercial Regional, según corresponda.\n\nd. Equipos de telecomunicaciones.\n\nPara asegurar el correcto control operativo la coordinación entre\nel \"Generador\" y el Operador del Sistema, según se consigne en el \"Contrato de\nConexión\" y a criterio del Operador del Sistema establecidos en protocolos\naprobados por la Autoridad Reguladora, se deben establecer uno o varios de los\nsiguientes servicios de telecomunicaciones:\n\ni. Servicio de telefonía operativa.\n\nii. Teleprotección.\n\niii. Servicio de comunicación de emergencia (estación base de la red\nmóvil del ICE, red pública conmutable, telefonía celular) que dé respaldo en\nlos casos de colapso de la telefonía operativa.\n\niv. Servicio de telefax\n\nAdemás de los anteriores servicios y siempre a criterio del Operador del\nSistema y del ICE, se debe proveer la infraestructura en las comunicaciones\npara llevar la información desde el punto de conexión a la red de transmisión\nsiguiente:\n\ni. Datos generados por el equipo de supervisión y control, según inciso\nf) de este artículo.\n\nii. Datos del equipo de registro de fallas, según inciso e) de este\nartículo.\n\niii. Datos del equipo de medición comercial, según inciso c) de este\nartículo.\n\ne. Equipo registrador de fallas.\n\nEl \"Generador\" debe disponer de un sistema registrador de fallas que\npermita al Operador del Sistema, supervisar el desempeño de los circuitos de\nconexión del \"Generador\" al SEN en el punto de conexión. Los requisitos\ntécnicos del sistema registrador de fallas serán especificados por el Operador\ndel Sistema en coordinación con el ICE.\n\nf. Equipo de supervisión y control.\n\nEl \"Generador\" debe contar con la infraestructura y equipo necesario\npara transmitir la información que se requiera para supervisión y control por\nparte del Operador del Sistema.\n\nJustificación: En el punto b) se eliminan las frases que remiten los\ntemas de reglamentación a los criterios del ICE o la empresa de transmisión, o\nel Operador del Sistema, o las distribuidoras. No se entiende como el ARESEP\npropone trasladar funciones de regulación y control, que le son propias, a\notros actores del SEN. Esta disposición es absolutamente arbitraria, y una\nnorma técnica no puede quedar a la ocurrencia de otros administrados de la\nARESEP. Es la Autoridad Reguladora quien debe incluir, explícitamente los\nrequisitos para este y otros temas técnicos. Se incluyen anexos como propuesta\ntécnica al final de este documento.\n\nEn el caso de los puntos d) y e) la razón para su eliminación es que el\ngenerador puede no tener control sobre esa infraestructura, por lo que no es\nposible establecer obligaciones que no se puedan cumplir. Es importante aclarar\neste tema, pues produce inseguridad jurídica. No puede este tema quedar sin el\ndebido detalle a nivel de reglamento. Para su debido tratamiento se adjunta un\nanexo al final de este documento. Adicionalmente no se entiende el\nentrecomillado de la palabra generador, considerando que es parte de las\ndefiniciones.\n\nARESEP: Análisis Técnico: En lo que respecta al punto b) es necesario\naclararle a ACOPE, que la ARESEP es un organismo regulador que supervisa el\naccionar de los diferentes participantes de la industria eléctrica. No es un\noperador para que asuma responsabilidades que no le competen, pues se estaría\nllegando a estado de coadministración con respecto al Operador del Sistema; las\nempresas transmisoras y distribuidoras tiene que asumir sus responsabilidades\nen cuanto a la operación de sus redes. En ese sentido si existiese una\ncontroversia por lo actuado por el Operador del Sistema, las empresas distribuidoras\no transmisoras, la ARESEP resolvería el conflicto, de conformidad con sus\npotestades legales. Consecuentemente no se acepta lo indicado por ACOPE, pues\nla ARESEP no puede llegar a establecer un nivel de detalle en cuanto a\nnormativas de diseño y construcción, pues se estaría llegando a un nivel de\ncoadministración. La ARESEP debe revisar requisitos y evaluar que no sean\nabusivos y resolver todos los conflictos que en este tema de generen pero nunca\nllegar a un nivel de detalle. En relación con los puntos d) y e) ACOPE no\nindica porque no puede tener acceso a estos equipos. Y por último en cuanto a\nlas comillas en la palabra generador, estas fueron eliminadas como resultado de\nla audiencia anterior a que fue sometida esta propuesta de norma.\n\n(.)\n\nArtículo 40. Requisitos técnicos del generador.\n\n(.)\n\nc. Ajustes de protecciones.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:\n\nEs importante indicar que para todos los requisitos de este artículo,\nexisten normas internacionales que deben incluirse en este reglamento.\n\nARESEP: Análisis Técnico: Este Organismo Regulador es conocedor de la\nexistencia de normativa internacional, pero se le reitera a ACOPE, de que el\nente regulador no puede llegar a un nivel de detalle que implique\ncoadministración.\n\n(.)\n\nArtículo 41. Servicios auxiliares que el Generador debe proveer.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:\n\n\"Todos los Generadores con unidades de generación iguales o superiores a\n5MW 1MW, a requerimiento del Operador del Sistema y bajo las condiciones que\neste establezca y apruebe la Autoridad Reguladora deben proveer:.\"\n\nLo anterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores\nentre 1 MW y 5 MW. Se considera que el capítulo XII de ésta norma regula las\ncondiciones para generadores menores a 1 MW y que éste artículo 41 presenta los\nrequisitos para generadores mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador\ndel Sistema indicado en el mismo.\n\nInciso i\n\nCon respecto al inciso \"i.\" de este artículo se debe agregar el texto\nresaltado:\n\ni. Control de tensión y suministro de potencia reactiva.\n\nNota: No interesa que los generadores controlen la potencia reactiva,\npero sí que tengan la capacidad de suministrarla.\n\nARESEP: Análisis Técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas\ncon potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya\nque todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables\npor el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el\nSEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para\npoder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación\ncon la operación óptima del SEN. En cuanto al inciso i, el indicar tener\ncontrol de potencia reactiva implica la capacidad de suministrarla. No obstante\npara mayor claridad se indica \"Control de tensión y de suministro de potencia\nreactiva.\n\nACOPE, ENEL:\n\nAl final de este artículo es necesario incluir la frase: \"Para las\nempresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas\".\nJustificación: La ARESEP debe reconocer estos costos en las tarifas de los\ngeneradores en caso de que sean cobrados, esto después de que la Autoridad\nReguladora defina su metodología de cálculo y su fijación.\n\nARESEP: Análisis técnico: Resulta innecesario indicar lo solicitado, ya\nque esos son temas tarifarios.\n\n(.)\n\nArtículo 63. Porcentaje de restricción por seguridad operativa.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe recomienda modificar el indicador. La práctica de restricción por\nseguridad operativa a veces requiere aplicar límites a la potencia total\ntransmitida por un grupo de líneas de transmisión. Lo anterior implica\nproblemas de calcular un \"EGRESTOP\" debido a que la distribución de los flujos\nde potencia se da siguiendo razones de impedancia eléctrica y el punto de\noperación del SEN. Lo anterior imposibilita el cálculo del valor deseado por\nelemento, pues tendrían que suponerse condiciones de repartición de potencias\nactivas por las líneas y posibles despacho aguas arriba de este punto en la\nred.\n\nSe solicita modificar el indicador por un índice de tiempo porcentual de\nla línea operando restringida. Este podría ser igual al tiempo semestral en que\nla línea está restringida entre el tiempo total de horas del semestre. Con esto\nse daría una indicación de zonas restringidas.\n\nARESEP: Análisis técnico: Se entiende las situaciones de restricción\npor grupos de líneas de transmisión, pero no comprendemos las limitaciones para\ncalcular el indicador. Adicionalmente el ICE recomienda modificar el indicador\npor un índice porcentual de la línea operando en forma restringida, pero no\naporta una propuesta concreta al respecto.\n\n(.)\n\nArtículo 66. Factor de utilización de una subestación.\n\n(.)\n\nICE:\n\nLa última fórmula de este artículo en el\ntexto actual de la norma se define como sigue:\n\nDado que el indicador es para medir el grado de utilización, se solicita\na la ARESEP modificar la fórmula eliminando la capacidad de la unidad más grande,\nya que este es un valor global que va a medirse a lo largo de un semestre\ncompleto, donde la condición de operación normal será con todas las unidades de\ntransformación en operación. La fórmula propuesta quedaría como sigue:\n\n \n\n \n\nARESEP: Análisis técnico: No es claro el ICE en sus argumentos por lo\nque se rechaza su solicitud.\n\n(.)\n\nArtículo 80. Clasificación de las indisponibilidades.\n\n(...)\n\nb) Por su origen\n\nACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:\n\nSe solicita sustituir los valores de la tabla 6, ubicada en el punto b)\nde este artículo para que se lea de la siguiente forma:\n\nTabla N° 6\n\nClasificación de las indisponibilidades por su\nduración\n\n \n\n \n\n| Tipo de Indisponibilidad | Duración |\n| --- | --- |\n| Temporal | Inferior o igual a 48 horas |\n| Prolongadas | Superior a 48 horas |\n\n \n\nJustificación: Los 30 minutos es un período demasiado corto y crearía\nuna alta carga de trabajo, costosa e innecesaria; por eso se proponen 48 horas\ncomo un período más razonable\n\nARESEP: Análisis técnico: No detalla ACOPE\nporque resultaría una alta carga de trabajo. Además es una clasificación de las\nindisponibilidades. La oposición de ACOPE no tiene sentido técnico ni jurídico\npor lo que se rechaza.\n\n(.)\n\n \n\nCAPÍTULO XII\n\nGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA PARA AUTOCONSUMO\n\n \n\nEl Capítulo XII norma la actividad de generación a pequeña escala con\nfuentes renovables, tanto para autoconsumo como para uso y venta de excedentes.\nComo se trata de dos actividades que tienen condiciones y características\nregulatorias muy distintas, es conveniente que se traten claramente\ndiferenciadas en la norma, para lo cual solicitamos que se adopten las\ndefiniciones y los conceptos básicos que a continuación se indican.\n\nLas definiciones de las actividades de generación distribuida bajo\ninterés son:\n\nGeneración Aislada de la Red:\n\nGeneración de energía eléctrica que realiza un cliente eléctrico dentro\nde su instalación, con el fin de abastecer únicamente sus necesidades\neléctricas propias. Se realiza desconectada del SEN y por lo tanto no es\nregulada por la presente norma.\n\nGeneración Distribuida de Autoconsumo:\n\nGeneración de energía eléctrica, realizada por el cliente eléctrico\ndentro de su instalación, con el único propósito de satisfacer exclusivamente\nsus necesidades eléctricas propias, funcionando en paralelo con el SEN.\n\nGeneración Distribuida de Pequeña Escala:\n\nGeneración de energía eléctrica con sistemas de generación de pequeña\nescala, realizada por el cliente eléctrico dentro de su instalación, funcionando\nen paralelo con el SEN, con el doble propósito de satisfacer sus necesidades\npropias y de vender la energía excedente a la empresa distribuidora.\n\nAtendiendo las definiciones anteriores, los conceptos básicos que debe\ncontener la norma son los siguientes:\n\nGeneración Aislada de la Red:\n\nNo se conecta al SEN\n\nNo requiere concesión\n\nPor ser una actividad privada no requiere ser regulada por esta norma\n\nGeneración Distribuida de Autoconsumo:\n\nFuncionamiento en paralelo con el SEN\n\nNo requiere concesión\n\nLa realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por\nlo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico\n\nPor política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a\ncogeneración\n\nComo el único propósito es satisfacer parcial o totalmente las\nnecesidades propias de electricidad, el cliente no puede vender energía ni\nesperar retribución alguna de la empresa eléctrica\n\nPor ser beneficioso tanto para el cliente eléctrico como para el sistema\neléctrico nacional, los eventuales excedentes de potencia que el cliente\ninyecte a la red se acumularán en una cuenta anual para compensar la demanda\nacumulada del cliente.\n\nLas inyecciones acumuladas anuales en exceso sobre las demandas\nacumuladas anuales no serán reconocidas por la empresa distribuidora\n\nLa fecha de inicio del período anual se debe fijar para cada cliente\nsegún el tipo de fuente del sistema de generación, para permitir el\naprovechamiento máximo del ciclo estacional del recurso natural renovable\n\nEl sistema de generación puede ser de cualquier tamaño, ya que está\neconómicamente limitado por su función de autoconsumo\n\nPor la misma razón, la acometida del cliente en la mayor parte de los\ncasos, será adecuada para soportar la operación del sistema de autoconsumo\n\nGeneración Distribuida de Pequeña Escala:\n\nFuncionamiento en paralelo con el SEN.\n\nRequiere concesión\n\nLa realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por\nlo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico\n\nPor política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a\ncogeneración\n\nEsta actividad tiene el doble propósito de satisfacer las necesidades\neléctricas del cliente eléctrico y vender energía a la empresa distribuidora\nRequiere la contabilización independiente de los flujos demandados y de los\nflujos inyectados a la red\n\nRequiere un límite de tamaño (potencia o generación) para que calce con\nla definición de pequeña escala\n\nEl precio de compra es regulado por la ARESEP\n\nEstas definiciones imponen para la actividad clasificada como\n\"Generación Distribuida para Autoconsumo\" las siguientes consideraciones y\nconceptos:\n\nNormas simplificadas para autoconsumo con sistemas pequeños\n\nLos sistemas de generación pequeños en la categoría de Generación\nDistribuida para Autoconsumo, del orden de unos pocos kW, no ponen\nindividualmente en riesgo la seguridad ni la operación del SEN como si lo\npueden hacer los grandes generadores.\n\nLa imposición de requisitos y revisiones desproporcionados se convierten\nen barreras innecesarias para los clientes y en sobrecostos para el país.\n\nPor esta razón, se deben prever los casos de generación distribuida para\nautoconsumo de muy pequeña escala, y establecer una normativa simplificada para\nellos.\n\nInterconexión de los sistemas de generación\n\nEn Generación Distribuida para Autoconsumo, el sistema de generación\nestá conectado dentro de la instalación eléctrica del cliente, funcionando en\nparalelo con la red. Por lo tanto la interconexión entre el equipo generador y\nel SEN es a través de la acometida eléctrica del cliente.\n\nComo el único propósito de este sistema de generación es satisfacer las\ndemandas propias del cliente, su capacidad será del mismo orden de magnitud de\nla capacidad que el cliente demanda de la red. Por lo tanto en la gran mayoría\nde los casos, la acometida eléctrica con y sin sistema de generación es\nexactamente la misma. Esto hace inconsistente solicitar obligatoriamente la\ninstalación de una nueva interconexión, o la instalación de transformadores\nexclusivos para el sistema de generación.\n\nOperación en isla\n\nEntendiendo operación en isla la energización de un segmento de la red\nseparada del\n\nresto del SEN, debe ser totalmente prohibida la operación en isla de la\nred alimentada por un sistema de generación de un cliente bajo Generación\nDistribuida para Autoconsumo. Los sistemas de protección y seguridad del\nsistema que instale el cliente deben bloquear esta posibilidad.\n\nBajo el régimen de autoconsumo, cuyo objetivo único es atender demandas\npropias, ningún cliente debe poder alimentar cargas de terceros a través de la\nred, aunque sea temporalmente y bajo condiciones de excepción.\n\nOperación y desconexión del sistema de generación\n\nEl único responsable de la operación del sistema de generación bajo el\nrégimen de autoconsumo es el cliente. Si la interacción del cliente con la red\ncausa cualquier tipo de perturbación, la empresa distribuidora debe poder\nexigir al cliente que solucione el problema, y en casos graves o de urgencia,\nla empresa distribuidora debe poder desconectar al cliente, incluso sin aviso\nprevio.\n\nEs inconsistente normar que la empresa distribuidora pueda exigir la\ncapacidad de realizar maniobras remotas de conexión y desconexión del generador\nque está dentro de la instalación del cliente.\n\nOposición y solicitud\n\nSe solicita que la ARESEP adopte la definición de \"Generación\nDistribuida para Autoconsumo\" y que la regule en forma separada de las otras\nformas de generación distribuida que sí incluye el propósito de vender energía.\nEsta regulación deberá ser consistente con las observaciones realizadas.\n\nDentro de la actividad de \"Generación Distribuida para Autoconsumo\"\ntambién se solicita que la ARESEP establezca normas simplificadas para los\nsistemas de generación de pequeño tamaño.\n\nSe solicita además que se hagan los ajustes necesarios para que las\nobservaciones realizadas a los temas de conexiones, operación y desconexión,\npara la Generación\n\nDistribuida, sean incorporadas en esta norma.\n\nEn particular se llama la atención en la necesidad de ajustar los\nartículos 3 del Capítulo I y los artículos 123, 124, 126, 131, 143, 147, 148 y\n149 del Capítulo XII en lo que interesan a la \"Generación Distribuida para\nAutoconsumo\".\n\nARESEP: Análisis Técnico: El ICE presenta una mezcla de conceptos y términos\nsin coherencia alguna los cuales no dan ningún valor agregado a la norma\npropuesta cuyo objetivo es regular la generación a pequeña escala, a partir de\nfuentes renovables que opera en paralelo con el SEN y que es mayoritariamente\npara autoconsumo pero que tiene la opción de intercambiar física y\nmonetariamente, excedentes con las empresas distribuidoras. Por lo anterior, se\nrechaza lo solicitado por el ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 123. Libre acceso a la red de distribución nacional.\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nEl artículo 123 de la Norma Técnica POASEN, actualmente propone:\n\n\"El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de\ninterconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de\nfuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre\ny cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal\nefecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y\nrequisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan\nlas empresas distribuidoras. Además deberá contar con la concesión respectiva\nde conformidad con la legislación vigente.\"\n\nSe solicita aclarar en el texto del artículo que la concesión de\nservicio público se necesita únicamente para la medición neta compleja, pues actualmente\nel texto es omiso y se podría interpretar que para la medición neta sencilla\ntambién se requiere concesión. Ello no es necesario de conformidad con la\nlegislación vigente, pues con la medición neta sencilla no hay venta ni\nreconocimiento económico de energía, por cuanto no se configura el servicio de\ngeneración de energía regulado en el artículo 5 de la Ley N° 7543.\n\nSe propone la siguiente redacción:\n\n\"El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de\ninterconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de\nfuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre\ny cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal\nefecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y\nrequisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan\nlas empresas distribuidoras. Además, para la medición neta compleja se deberá\ncontar con la concesión respectiva de conformidad con la legislación vigente.\"\n\nARESEP: Análisis técnico: Desde el punto de vista jurídico tanto, la\noperación de generadores en paralelo con el SEN es un servicio público\nindependientemente que el intercambio de energía sea meramente de unidades\nfísicas (neteo) o bien exista intercambio de unidades\nmonetarias. Por lo anterior, se rechaza la petitoria de\n\nACESOLAR.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nEl acceso a la red de distribución nacional, para efectos de\ninterconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de\nfuentes de energía renovables es libre para cualquier abonado, siempre y cuando\nla red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el\ninteresado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos\nestablecidos en esta norma, y con las que con fundamento en ella, establezcan\nlas empresas distribuidoras. Además deberá de contar con la concesión\nrespectiva de conformidad con la legislación vigente.\n\nJustificación: Se elimina el acceso a usuarios por cuanto, de acuerdo\ncon definición de generador a pequeña escala para autoconsumo un usuario no\npodría tener acceso a la red de distribución para efectos de generación.\n\nARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por la CNFLSA,\ndado que un usuario con la debida autorización de un abonado, puede instalar en\nun inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña escala para\nautoconsumo.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nEn el artículo se menciona: \"El acceso a la red de distribución\nnacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para\nautoconsumo a partir de fuentes de energía renovables es libre para cualquier\nabonado o usuario.\"Se recomienda excluir la palabra \"usuario\" toda vez que\néstos no son abonados (no consumen, no tienen medidor, no están conectados a la\nred) de manera que el modelo de autoconsumo no cabe para esta figura.\n\nARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por\nCOOPEGUANACASTE, dado que un usuario con la debida autorización de un abonado,\npuede instalar en un inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña\nescala para autoconsumo.\n\n(.)\n\nArtículo 124. Interconexiones autorizadas.\n\n(.)\n\nCNFLSA\n\nSe autoriza la interconexión y operación en paralelo de micro\ngeneradores con la red de distribución a baja tensión y la de mini generadores\na la red de distribución de media tensión a través de un transformador\nexclusivo cuya capacidad será mínimo un 10% superior a la capacidad del mini\ngenerador o del micro generador cuando corresponda. Justificación: Se agrega\nesta condición técnica a los micro generadores cuando corresponda en función de\nla potencia instalada y en congruencia con lo establecido en esta misma norma.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA ya\nque los micro generadores cuya potencia es inferior a 100 KVA, pueden\ninterconectarse directamente a la red de distribución secundaria. En todo caso\nsi se requiriera el uso de un transformador exclusivo, el mismo debe\njustificarse como resultado del estudio indicado en el artículo 126 de esta\nnorma.\n\n(.)\n\nArtículo 125. Capacidad de acceso.\n\n(.)\n\nACESOLAR\n\nACESOLAR solicita que en ambos artículos (125 y 126) se establezca un\nplazo razonable de repuesta por parte de las empresas distribuidoras para\ninformar el cliente el resultado de los estudios, así como las sanciones que se\naplicaran en caso de que la empresa distribuidora se niegue a cumplir con este\ndeber.\n\nEllo es importante pues la renuencia de las empresas distribuidoras a\ndesarrollar la capacidad técnica y administrativa para cumplir con estas\nobligaciones, puede resultar en procedimientos largos e ineficientes que sean\nun desincentivo para promover la generación distribuida en sitios de gran\ninterés. ACESOLAR propone que se establezca un plazo máximo de quince días\nhábiles para tal respuesta.\n\nARESEP: Análisis técnico: Resulta inapropiado establecer requisito de\nplazo en esta norma, ya que los mismos corresponde a la administración propia\nde cada empresa y depende de las particularidades de cada empresa en lo que\nrespecta a área de cobertura, arquitectura y equipamiento de la red,\ncaracterísticas geográficas, etc. En caso de un conflicto por el tiempo de\nrespuesta los interesados podrán interponer la queja ante la ARESEP la que\nresolverá considerando los aspectos señalados.\n\n (.)\n\nArtículo 126. Limitaciones de acceso.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nEn toda solicitud de conexión de un micro o mini generador a la red de\ndistribución, la empresa distribuidora deberá efectuar el estudio de viabilidad\ntécnica correspondiente, cuyo costo será cubierto por el interesado. El estudio\ntomará en consideración el crecimiento de la demanda, la cargabilidad del\ncircuito, la naturaleza del recurso energético primario (eólico, fotovoltaico,\nhidráulico, etc.) y los criterios normativos emitidos por la Autoridad\nReguladora en lo que respecta a continuidad y calidad del suministro, así como\nlas siguientes consideraciones:.Justificación: Se considera necesario\nestablecer explícitamente que los estudios necesarios para determinar la\nviabilidad técnica de la conexión de un micro o mini generador a la red de\ndistribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se puede\nconsiderar como un gasto atribuible a la red de distribución cargado a la\ntarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA por\ncuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad de sus redes para la\ngeneración en paralelo con sus redes de conformidad con el artículo 125. En lo\nque respecta al estudio indicado en el artículo 126, los costos de los mismos\nes algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 y que\npor tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad Regulador en su\nmomento oportuno.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nEs necesario especificar que los costos de los estudios aunque sean\nrealizados por la distribuidora, deben ser pagados por el interesado.\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por\nCOOPEGUANACASTE por cuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad\nde sus redes para la generación en paralelo con sus redes de conformidad con el\nartículo 125. En lo que respecta al estudio indicado en el artículo 126, los\ncostos de los mismos es algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el\nartículo 132 y que por tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad\nRegulador en su momento oportuno.\n\n(.)\n\nArtículo 127. Adecuaciones de red.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nLos costos de las adecuaciones de la red de distribución para la\ninterconexión de mini generadores y de micro generadores correrán por cuenta\ndel interesado. Justificación:\n\nSe considera necesario establecer explícitamente que cualesquiera\nadecuaciones a la red de distribución originadas en la conexión de un micro o\nmini generador a la red de distribución debe ser costeado por el interesado por\ncuanto no se puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución\nque sea cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa\neléctrica.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con\npotencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser\ninterconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se\nconsidera aceptable lo solicitado por la\n\nCNFLSA.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nLos sistemas de generación distribuida requieren de una inversión\nimportante de dinero, de manera que los abonados que se incorporen a esta\nactividad serán aquellos con los mejores ingresos y no así aquellos de clases\nsociales bajas, los cuales con apuros pueden pagar su recibo eléctrico\nmensualmente. Bajo estas circunstancias lo lógico y lo justo es que los costos\nasociados a adecuaciones de red en baja o media tensión para la conexión de\nsistemas de generación distribuida, sean asumidos por los generadores de esos\ncostos y no trasladados vía tarifa al resto de los abonados.\n\nRecomendamos que se señale que todas las adecuaciones de red\nindependientemente que sean en la redes de baja o de media tensión, deben ser\ncubiertas por el interesado para no impactar las tarifas de los demás usuarios.\n\nARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con potencias\nmenores o iguales a 50 kVA, pueden ser\ninterconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se\nconsidera aceptable lo solicitado por COOPEGUANACASTE.\n\n(.)\n\nArtículo 132. Costo de acceso a la red.\n\n(.)\n\nRa-Newables SRL:\n\nAñadir EXCLUSION MINIMO DE MT DE 120.000 KWH ANUAL (como tiene el ICE).\n\nARESEP: Análisis técnico: no se indica el fundamento técnico ni legal\npara establecer la exclusión solicitada, por lo que se rechaza la petitoria de\nRa-Newables SRL.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nEn ambas modalidades de régimen contractual, tanto en el caso de\nexcedentes de producción como en el caso en que el consumo iguale a la\nproducción, el generador a pequeña escala deberá cancelar mensualmente a la\nempresa, el costo de acceso a la red de distribución.\n\nJustificación: El costo de acceso debe ser calculado por cada empresa\ndistribuidora y aprobado por ARESEP y debe cubrir los costos proporcionales de\ndesarrollo, operación y mantenimiento del sistema de distribución disponible y\nlos costos de disponibilidad del respaldo de la generación por cuanto estos\ncostos no deben ser cargados al resto de clientes y usuarios tanto de la\nempresa distribuidora como del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se atenderán\noportunamente por la Autoridad Reguladora. No obstante para mayor claridad se\nelimina el término \"equivalente al monto de la tarifa mínima\"\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nEl costo de acceso a la red debe ser calculado por cada empresa y puesto en conocimiento de Aresep\npara su aprobación. La tarifa mínima actualmente no refleja estos costos, más bien es un subsidio\npara los clientes que menor consumo tienen y los cuales se suponen son los más pobres, esto\nespecialmente en las tarifas residenciales. Actualmente, en la estructura de costos de\nCoopeguanacaste el gasto de operación y mantenimiento más el rédito para desarrollo significa un 27%\nde los ingresos. A manera de ejemplo, un cliente que consume 1000kWh mensuales, le aporta a la\nCooperativa ¢25.302 por los rubros indicados. Si abonados de este tipo instalan sus propios sistemas\nde generación en forma tal que compensen su consumo (consumo neto cero), pagarían solamente ¢2.070\n(tarifa mínima actual), no obstante a que seguirían generando los mismos costos a la distribuidora\n(mantenimiento de la red, disponibilidad de la red, lectura, facturación, etc). De esta forma queda\nclaro que el esquema que plantea Aresep es una seria amenaza financiera para las distribuidoras y\nespecialmente para Coopeguanacaste, toda vez que se ubica en una zona de altísima radiación solar\npor lo que se prevé una gran proliferación de sistemas fotovoltaicos en caso de que a través de una\nnormativa consigan condiciones ventajosas a costa de los demás abonados.\n\nARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se\natenderán oportunamente por la Autoridad Reguladora. Adicionalmente, es\nnecesario indicarle a COOPEGUANACASTE, que la tarifa mínima debe corresponder a\nlos costos fijos de la empresa, aspecto tarifario que debe atenderse oportunamente.\nNo obstante para mayor claridad se elimina el término \"equivalente al monto de\nla tarifa mínima\"\n\n(.)\n\nArtículo 139. Distorsión armónica de la tensión.\n\n (.)\n\nACESOLAR:\n\nEl artículo 126 de la Norma Técnica POASEN establece:\n\n\"El generador deberá, si la empresa distribuidora lo requiere, adquirir\ny mantener una póliza de responsabilidad civil por los daños que la operación\nde sus equipos o fallas de sus instalaciones pueda ocasionar a la empresa\ndistribuidora o que ésta produzca asus abonados o\nusuarios, a consecuencia de deficiencias o fallas operativas de sus\ninstalaciones y equipos.\" ACESOLAR sugiere que se elimine su aplicación a los\ngeneradores fotovoltaicos que utilicen inversores que cumplan con la norma\nUL1741, por cumplir con los estándares de seguridad de la respectiva norma.\n\nARESEP: Análisis técnico: El artículo indica si la empresa lo requiere.\nEs decir la póliza es a solicitud de la empresa distribuidora, la que\neventualmente deberá hacerse responsable de daños que la operación de ese generador\npueda causar en sus propias instalaciones o en la de los demás usuarios\nservidos a través de su red de distribución, si se requiere y no la solicita.\n\n(.)\n\nArtículo 143. Operación en isla.\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nRestringir la operación en isla por criterio de potencia, no tiene una\njustificación técnica válida, pues los sistemas con inversores que cumplan con\nla norma UL1741 no causan disturbio o daño alguno a la red de distribución.\n\nAdemás, pueden existir usuarios de cualquier capacidad de potencia de\nsistemas interesados en contar con un sistema interactivo con la red pero al\nmismo tiempo que funcione con respaldo de energía, lo cual puede ser muy\nbeneficioso para el usuario y representar un incentivo más para instalar un\nsistema de autoconsumo.\n\nPor tanto, se recomienda la siguiente modificación al primer párrafo del\nartículo:\n\n\"En caso de que los generadores distribuidos técnicamente sean capaces\nde operar en forma aislada y la empresa distribuidora autorice dicha operación,\nse requerirá de un canal de comunicación entre el sistema de protección de la\nempresa distribuidora y el\n\ngenerador distribuido.\"\n\nARESEP: Análisis técnico: El artículo es bastante claro,\nindependientemente de la tecnología del generador. La operación en isla, de ser\ntécnicamente posible, será autorizada por la empresa distribuidora y deberá\ncumplir con las condiciones técnicas que para tales efectos, se le establezcan\npor parte de la empresa eléctrica y en concordancia con la normativa técnica\nemitida por la Autoridad Reguladora.\n\nEn cuanto a los microgeneradores estos se\nexcluyeron pues son muy pequeños y están conectado a la red secundaria por lo\nque su operación en isla puede alterar las condiciones de suministro a terceros\nconectado a la red de distribución secundaria. No debe olvidar ACESOLAR que\nestá hablando generadores que operan en paralelo con la red. No son generadores\npara autoconsumo puro sin interacción con la red.\n\n(.)\n\nArtículo 148. Causales para la desconexión.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nLas empresas distribuidoras podrán desconectar las instalaciones del\ngenerador a pequeña escala para autoconsumo, previo aviso de al menos 24 horas\nde antelación, en las siguientes situaciones:\n\nJustificación: Se considera necesario establecer claramente que son las\nempresas distribuidoras las autorizadas para la desconexión.\n\nARESEP. Análisis Técnico. No se encuentra diferencia entre lo propuesto\ny el texto de la norma.\n\n(.)\n\nArtículo 150. Obligaciones de las empresas distribuidoras.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nSerá responsabilidad de las empresas distribuidoras:\n\n..\n\nd. Adecuar la red de distribución en baja tensión para la interconexión\ny operación en paralelo de los micro generadores cuyos costos serán cubiertos\npor el interesado. Justificación: Se considera necesario establecer\nexplícitamente en el Inciso d. de este artículo que cualesquiera adecuaciones a\nla red de distribución originadas en la conexión de un micro o mini generador a\nla red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se\npuede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución que sea\ncargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.\n\nARESEP. Análisis Técnico: ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con\npotencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser interconectados a la red sin generar adecuaciones a\nla red, por lo que no se considera aceptable lo solicitado por la CNFLSA. En todo caso si se\nrequiriera una adecuación la misma deberá ser cancelada por el interesado de conformidad con lo\nindicado en el artículo 128 de esta norma.\n\n(.)\n\nArtículo 153. Liquidaciones contractuales.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nLas empresas distribuidoras son responsables de implementar los\nmecanismos necesarios para efectuar las liquidaciones anuales para los\ncontratos tipo \"Medición Neta Completa\", indicados en el artículo 131 de la\npresente norma. Justificación: Se considera que este artículo no es congruente\ncon lo indicado en el Artículo 131 por cuanto el cambio en Inciso a de este\núltimo hace inexistentes las liquidaciones mensuales de energía para los\ncontratos tipo \"Medición Neta Sencilla\" por lo que en ambos esquemas\ncontractuales definidos en el Artículo 131 serán\n\nnecesarias solamente\nlas liquidaciones anuales para los contratos.\n\nARESEP. Análisis técnico:\nEs incorrecta la apreciación de la CNFLSA, en el contrato\n\n\"Medición Neta Sencilla\", se debe hacer liquidaciones mensuales de la\nenergía producida y consumida.\n\n(.)\n\nArtículo 154. Sistema de medición.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nEl sistema de medición para el registro de la energía consumida y\ngenerada en los servicios con generación a pequeña escala para autoconsumo,\nestará a cargo de la empresa eléctrica y cumplirá con lo indicado en la norma\nemitida por la Autoridad Reguladora AR-NT-CON \"Uso, funcionamiento y control de\ncontadores de energía eléctrica\" y sus reformas. El costo del sistema de\nmedición, su operación y mantenimiento deberá ser cubierto por el generador.\nJustificación: Se considera necesario establecer explícitamente en este\nartículo que cualesquiera costo asociado al sistema de medición de un micro o\nmini generador por su conexión a la red de distribución debe ser cubierto por\nel interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto que sea cargado a\nla tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica ante la\nposibilidad de que su conexión no represente ingresos para la empresa\ndistribuidora.\n\nARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de\nla empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el\nartículo 132 de esta norma.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nConsiderando los mismos argumentos que expresamos para el artículo 127,\ncreemos que el sistema de medición debe ser pagado por el interesado y no\ntraslado vía tarifa a todos los demás abonados que no tienen posibilidad de\ncontar con un sistema de generación distribuida. En este sentido es importante\nrecalcar que los medidores a utilizar son más costosos debido a que deben\nconservar registros en dos direcciones del flujo de energía. Por otra parte, si\nla norma establece que se permite un máximo de 49% de excedentes calculados\nsobre la base de la generación mensual, esto hace automáticamente que se deba\ninstalar un medidor a la salida del generador para controlar el cumplimiento de\neste tope, de manera que por cada generador posiblemente se tenga que contar\ncon dos sistemas de medición. Reiteramos nuestra solicitud y propuesta de que\nel costo de los sistemas de medición para generadores sea asumido por ellos\nmismos.\n\nARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de\nla empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el\nartículo 132 de esta norma.\n\n(.)\n\nArtículo 166. Confiabilidad y estabilidad.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe reitera el comentario del ICE. En la versión anterior del Artículo\n166, se establecía que el Operador del Sistema en coordinación con el ICE se\nencargarían de los que fuera relevante con respecto a los racionamientos\neléctricos y en esta nueva versión se eliminó la participación del ICE. Se\nsolicita volver a la redacción anterior debido a que la coordinación entre el\nICE y el Operador del Sistema es esencial para enfrentar estas situaciones de\nuna forma adecuada.\n\nARESEP. Análisis técnico: Al indicarse \". en coordinación con las\nempresas transmisoras.\", de manera implícita abarca al ICE, pero para mayor\nclaridad se incorpora lo solicitado por el ICE.\n\n(.)\n\nArtículo 182. Derogación de la norma AR-NT-GT.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSe deben incluir las siguientes notas al pie de la tabla de criterios de\nplanificación, diseño y operación del Anexo A. Estas aclaraciones forman parte\nintegral de dicha tabla.\n\n\"Las aclaraciones a la tabla anterior son:\n\n1. La indisponibilidad de componentes por mantenimiento programado no se\nconsidera como contingencias. Los Criterios de Seguridad deben cumplirse\ndurante los mantenimientos programados, lo que comprende el cumplimiento de\ntodas las categorías de la tabla anterior.\n\n2. Los Criterios de Seguridad no necesariamente se tienen que cumplir para\nporciones radiales del sistema, si no representan un peligro de seguridad para\nel sistema eléctrico.\n\n3. El límite de carga o límite térmico continuo corresponde a la magnitud\nde corriente con que la línea o equipo puede operar en forma continua. El\nlímite de emergencia puede ser mayor al límite térmico continuo y corresponde\nal límite de 10 minutos en caso que la sobrecarga se alivie por medios\nautomáticos o al límite de 30 minutos en caso que se deba aliviar la sobrecarga\npor intervención manual del operador.\n\n4. La estabilidad del sistema se refiere tanto a la estabilidad angular,\nestabilidad de voltaje y estabilidad dinámica.\n\n5. La falla de interruptor debe incluir tanto la no apertura cuando se\nrequiera, como la falla de aislamiento interno o externo en sus cámaras.\n\n6. El disparo de carga en forma controlada para proteger el sistema en caso\nde contingencias múltiples será ejecutado por medio de esquemas previamente\nevaluados e implementados. Estos pueden ser esquemas de disparo manual de carga\no esquemas automáticos (sistemas de protección especial). Se acepta también el\ndisparo de generadores y cambios topológicos de la red si se determina que\nsalvaguardan la integridad del sistema en caso de contingencias múltiples. Los\nsistemas de protección especial deben ser redundantes.\n\n7. Los límites de carga aplican para todos los componentes del sistema.\n\n8. Luego de ocurrir una contingencia única (falla de categoría B) debe\nrealizarse un ajuste del sistema eléctrico en un período de 30 minutos, para que\nen caso de ocurrir una segunda contingencia de categoría B, se siga cumpliendo\ncon las consecuencias aceptables para esta categoría de falla.\"\n\nARESEP. Análisis técnico: No se acepta incorporar las aclaraciones a la\ntabla N° 2 solicitadas por el ICE, ya que estos son aspectos a considerar en\nlos procedimientos y protocolos establecidos en el artículo 45 de esta norma\ntécnica.\n\n(.)\n\nOTRAS POSICIONES DE CARÁCTER GENERAL\n\nRa-Newables SRL.\n\nSin Artículo específico; no está claro cómo tratar los excedentes si el abonado\nestá en una tarifa con distinción horaria, como la tarifa de media tensión y\nlas tarifas residenciales especiales de la CNFL.\n\nPor ejemplo, un excedente en hora pico, ¿se aplica a faltantes\nnocturnas, o se guarda hasta el mes siguiente? ¿Se lo hace 1 a 1, o se cuenta\nun kWh en pico como 3 nocturnos, como hace el ICE?\n\nARESEP: Análisis técnico: La compensación de excedentes es de energía\nconforme a la estructura tarifaria, según lo indicado en el artículo 159.\n\nSin articulo específico: Sería buena permitir clientes pedir medidor\nadicional para poder separar cargas por una parte con un generador micro o mini\ny por otra parte sin generador, con el objetivo aprovechar que la tarifa por\ndebajo de 3000 kwh/mes no factura demanda máxima. Se\npodría exigir que en este caso el consumo mensual del nuevo medidor debe\nquedarse por debajo de 1000kwh/mes, para evitar el meramente evitar cargas por\ndemanda.\n\nARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías\nrenovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de\nenergía.\n\nSin articulo específico: sería buena poder descontar la potencia\ninstalada del generador de la máxima demanda medida cada mes, para reconocer la\naportación de esta potencia, y hacer económicamente viable instalar un generador\nque cubre menos que el 100% del consumo anual del abonado.\n\nARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías\nrenovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de\nenergía.\n\n(.)\n\n28. Que el 3 de marzo de 2014, la Secretaría de Junta Directiva mediante el\nmemorando 124-SJD- 2014, remitió a la DGAJR para su análisis la norma técnica\nAR-NT-POASEN-2014. (Folio 475 del OT- 370-2013).\n\n29. Que el 14 de marzo de 2014, la DGAJR mediante el oficio 193-DGAJR-2014,\nrindió criterio cobre la norma técnica denominada Planeación, Operación y\nAcceso, al Sistema Eléctrico Nacional\" AR-NTPOASEN.\n\n \n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que del oficio 193-DGAJR-2014 arriba citado, que sirve de sustento a la\npresente resolución, se extrae lo siguiente:\n\n \"[.]\n\nIII. SOBRE LA COMPETENCIA DE LA JUNTA DIRECTIVA PARA DICTAR REGLAMENTOS\nTÉCNICOS\n\nEl artículo 25 de la Ley 7593 faculta a la Autoridad Reguladora para\nemitir reglamentos técnicos, y en ese sentido dispone dicho numeral lo\nsiguiente:\n\n\"Artículo 25.- Reglamentación\n\nLa Autoridad Reguladora emitirá y publicará los reglamentos técnicos,\nque especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad,\ncontinuidad, oportunidad y prestación óptima con que deberán suministrarse los\nservicios públicos, conforme a los estándares específicos existentes en el país\no en el extranjero, para cada caso.\"\n\nAsí mismo, el artículo 53 inciso n) de la Ley supracitada,\nle atribuye a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, la potestad para\ndictar dichos reglamentos técnicos. Este numeral al respecto señala:\n\n\"Artículo 53.- Deberes y atribuciones\n\nSon deberes y atribuciones de la Junta Directiva:\n\n[.]\n\nn) Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación\ndel marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en esta Ley y las\nmodificaciones de estos.\n\n[.]\"\n\nEn ese sentido, el artículo 6 inciso 14) del Reglamento Interno de\nOrganización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y\nsu Órgano Desconcentrado (RIOF), dispone que en materia regulatoria le\ncorresponde a la Junta Directiva:\n\n\"Artículo 6. Junta Directiva.\n\n[.]\n\nTiene las siguientes funciones:\n\n[.]\n\n14. Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación\ndel marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley y las\nmodificaciones de estos.\n\n[.]\"\n\nCon base en la normativa citada, se concluye que compete a la Junta\nDirectiva de la Autoridad Reguladora la emisión de la norma técnica propuesta.\n\nIV. PROCEDIMIENTO PARA APROBACIÓN DE LA NORMA TÉCNICA PROPUESTA\n\nLa Junta Directiva mediante el acuerdo 05-88-2013 de la sesión ordinaria\n88-2013, ordenó \"Someter al trámite de audiencia pública la siguiente propuesta\nde norma técnica denominada \"Planeación, Operación y Acceso al sistema\nEléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)\", siguiendo para ello el procedimiento\nestablecido en el artículo 36 de la Ley 7593.\n\nPor lo anterior, el 14 de enero de 2014, se publicó la convocatoria a\naudiencia pública en los diarios\n\nLa Nación y La Prensa Libre y el 23 de enero de 2014 fue publicada en La\nGaceta N° 16.\n\nLa audiencia pública fue celebrada el 13 de febrero del 2014 de forma\npresencial en Bri Brí de\nTalamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales de\nJusticia de Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro,\nPuntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro y Guápiles Centro.\n\nDurante la celebración de la audiencia pública se recibieron 9\nposiciones, sobre la citada propuesta de norma técnica de los siguientes\nparticipantes: Plantas Eólicas Limitada, Ricardo Enrique Gutiérrez Quirós,\nCOOPELESCA, Asociación Costarricense de Productores de Energía, Asociación\nCostarricense de Energía Solar, Molinos del Viento\ndel Arenal, P.H. Don Pedro, P.H. Río Volcán, P.H. Chucás,\nCOOPEGUANACASTE, ICE y CNFL.\n\nPosteriormente, la DGAU, emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias mediante el oficio 548-\nDGAU-2014.\n\nUlteriormente, la Comisión Ad Hoc nombrada para este efecto, mediante el\noficio 0021-CAHMNE- 2014, remitió a la Junta Directiva de la Aresep \"la\npropuesta de norma técnica AR-NT-POASEN Planeación, Operación y Acceso, al\nSistema Eléctrico Nacional\" (ANEXO A), incluyendo el análisis de posiciones\n(Anexo B) tramitada bajo el expediente OT-370-2013.\n\nDicha propuesta fue remitida por la Secretaría de Junta Directiva a la\nDGAJR para su respectiva revisión, de conformidad con el artículo 13 inciso 15)\ndel RIOF. En ese sentido, este órgano asesor deberá valorar si existen cambios\na la propuesta de norma técnica, sometida al proceso de audiencia pública de\nconformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley 7593, y determinar\nsi ellos constituyen una modificación sustancial a la propuesta de norma\ntécnica remitida a la Junta Directiva por parte de la Comisión Ad Hoc nombrada\nal efecto [-entendida como sustancial, la modificación, o bien, la introducción\nde algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia pública, que afecte\nsignificativamente la decisión final adoptada-] lo que ameritaría que se someta\nla propuesta a una nueva audiencia pública.\n\nFinalmente, la propuesta de norma técnica denominada Planeación,\nOperación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, la cual incluirá\nel análisis de las posiciones, deberá ser remitida a la Junta Directiva para\nque sea aprobada y esta ordene la publicación respectiva.\n\nDe todo ello deberá informarse a la CGR con el fin de dar cumplimiento a\nlo dispuesto en el informe DFOE-AE-IF-03-2012 y en el oficio DFOE-SD-0103,\nantes del 30 de abril de 2014.\n\nV. EN CUANTO A LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA Y LA MODIFICACIÓN SUSTANCIAL\nDE LA NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA PÚBLICA\n\nDe previo a realizar las valoraciones sobre los cambios introducidos en\nla propuesta de norma, producto de las posiciones manifestadas en la audiencia\npública, esta asesoría considera oportuno analizar en este apartado la\nparticipación ciudadana y las modificaciones sustanciales de la propuesta de\nnorma técnica.\n\nEl artículo 9 de la Constitución Política, en relación con el 36 inciso\nc) de la Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,\nconforman el marco legal bajo el cual la ARESEP deber realizar las audiencias\npúblicas para la formulación y revisión de las normas técnicas señaladas en el\nartículo 25 de la Ley 7593, como una manifestación del ejercicio del derecho\nconstitucional de participación ciudadana consagrado en el artículo 9 de la\nConstitución Política.\n\nAsimismo, dicho derecho constitucional ha sido plasmado en la sentencia\nNº 2010-10708 de las 09:52 horas del 18 de junio del 2010[1] de la Sala\nConstitucional, que indica:\n\n[1] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 2006-01796 de las 14.45 horas\ndel 15 de febrero de 2006 de la Sala Constitucional.\n\n \n\n\"III.- SOBRE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA. La participación de\nlos ciudadanos en la toma de decisiones públicas se encuentra prevista en el\nartículo 9 de la Constitución Política, por lo que adquiere el rango y la\nfuerza de un derecho constitucional de carácter fundamental. No se trata de una\ndesconstitucionalización del principio de legalidad\nde la Administración Pública, aunque sí por supuesto, de una forma de gobierno\nmás democrático, que amplía los foros de debate sobre diferentes temas que le\nafectan a la colectividad, y que por virtud de ello, quedan abiertos a la intervención\ny opinión ciudadana.\n\nEstamos, pues, ante una opción ya muy aceptada en la evolución del\nconcepto de democracia y este amparo ofrece una magnífica oportunidad de darle\nclara y efectiva vigencia, para que no se quede en el mero discurso. El precepto\ncomentado, entonces, recoge el principio citado a través del acceso a la\ninformación de que se dispone y a la divulgación de ella, para que la toma de\ndecisiones no se circunscriba a un limitado grupo de intereses.\"\n\nDe lo anterior, se desprende la necesidad de crear un espacio real, en\nel cual las personas que un tengan interés legítimo respecto a la norma\ntécnica, puedan manifestar su coadyuvancia u\noposición a la posible modificación.\n\nEn el caso de la ARESEP, ha quedado plenamente definida la importancia\nde la celebración de las audiencias públicas, a fin de promover la\ntransparencia en la toma de decisiones. Jurisprudencia reiterada durante los\naños 2009, 2010 y 2011[2].\n\n \n\n[2] Véase en ese sentido las sentencias Nº 2009-016649 de las 08:47\nhoras del 30 de octubre del 2009, Nº 2010-010708 de la 09:52 horas del 28 de\njunio de 2010, y Nº 2011-003762 de las 14:58 horas del 23 de marzo de 2011.\nestá llamada a obtener, en protección del derecho a la información y\nparticipación ciudadana.\"\n\n \n\nAl respecto la Sala Constitucional ha dispuesto:\n\n\"(.)\n\nDe esta forma, y de conformidad a nuestro sistema democrático, el ARESEP\nse encuentra en la obligación de convocar a tal audiencia, particularmente para\ngarantizar el derecho de defensa y el acceso a una información que atañe a\ntodos y cada uno de los habitantes de nuestro país, de manera que las\ndecisiones no se tomen sorpresivamente para los interesados\n\"afectados\". Precisamente, en la Ley de la ARESEP y su reglamento, el\nlegislador dispuso un procedimiento administrativo especial, que es la\naudiencia pública cuya característica principal es la de dar transparencia en\nlas decisiones del Ente Regulador y la posibilidad de dar participación a los\nconsumidores y usuarios dentro del trámite.\n\nAsimismo, al dar la\noportunidad de que participen en ella vecinos, organizaciones sociales, el\nsector estatal y el privado, instituciones de defensa al ciudadano y otras\ninstituciones gubernamentales se logra obtener un mayor provecho, lo cual\nfacilita un mejor intercambio de información de los participantes,\nconstituyéndose la audiencia en un instrumento trascendental en la toma de\ndecisiones y un instrumento de transparencia en un sistema democrático como el\nnuestro.Con esa audiencia se pretende que las personas interesadas manifiesten\nlo que a bien tengan, respecto de la solicitud de fijación de tarifas que esté\nen estudio ante la Autoridad Reguladora, por lo que no se le aplica la\nrigurosidad que se exige para los procedimientos que pretendan la supresión de\nun derecho subjetivo (sentencia 2002-08848 de las dieciséis horas cincuenta y\nsiete minutos del diez de septiembre de dos mil dos); sin embargo, no se trata\nde un simple requisito formal, de manera que se pueda fijar de tal forma que\nhaga nugatorio el ejercicio del derecho que pretende tutelar, al otorgarse en\ncondiciones que impidan u obstaculicen el cumplimiento de los objetivos que\nestá llamada a obtener, en protección del derecho a la información y\nparticipación ciudadana.\"\n\nV.- En conclusión, es claro que en aras de garantizar el derecho de\nparticipación ciudadana previsto en el artículo 9 de la Constitución Política,\nla audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos en aquellos casos en los que tramita un estudio de fijación tarifaria\nde servicios públicos, debe permitir el ejercicio del derecho a la\nparticipación de la comunidad en un asunto de su interés y debe de darse dentro\nde un plazo razonable que permita a la comunidad manifestarse.(.)\" Sentencia Nº\n2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre del 2009. (El subrayado no\npertenece al original).\n\n(.)\"\n\nCon respecto a dicho tema, la Sala Constitucional ha sido bastante\nclara, en la importancia de que la ARESEP respete el derecho de participación\nciudadana mediante la celebración de audiencias públicas, señalando que éstas\nno pueden observarse como una simple formalidad que finalmente no logre su\ncometido de proteger el derecho de defensa de los interesados.\n\nEn ese sentido la Sala Constitucional, mediante sentencia Nº 2008-17093\nde las 10:18 del 14 de noviembre de 2008[3], indica:\n\n \n\n[3] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 1998-01318 de las 10:15 horas\ndel 27 de febrero de 1998 de la Sala Constitucional.\n\n \n\n\". la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe hacer eficaz,\nen todos los casos, la intervención y participación de los usuarios en los\nprocesos de fijación de tarifas, como consecuencia de lo dispuesto en el\nartículo 9º constitucional, siendo que la audiencia no puede otorgarse en\ncondiciones tales que se convierta en una simple formalidad que no alcanza a\nproteger el derecho o interés de los participantes. Partiendo de lo anterior,\nse desprende que es relevante para esta Jurisdicción la existencia de una\nprobabilidad material, real y efectiva para las personas interesadas, de poder\nintervenir en audiencias públicas.\" (El subrayado no pertenece al original).\n\nObsérvese que si bien la celebración de las audiencias públicas como una\nforma de participación ciudadana, es un derecho constitucionalmente\nestablecido, cuya finalidad es que los administrados ejerzan su derecho de\ndefensa, siempre y cuando tengan un interés directo en el asunto y puedan verse\nafectados.\n\nAsí dicha Sala ha dicho:\n\nSentencia Nº 2006-15635 de las 10:52 horas del 27 de octubre de 2006[4]:\n\n[4] Ver en igual sentido, las sentencias Nº 2008-8125 de las 18:22 horas\ndel 13 de mayo de 2008 y Nº 2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre\ndel 2009.\n\n \n\n\"La audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los\nServicios Públicos\n\nen aquellos casos en\nlos que tramita un estudio de aumento tarifario de servicios públicos,\n\ntiene por objeto\npermitir el ejercicio del derecho a la participación de la comunidad en un\n\nasunto que le afecta,\ndirectamente, con anterioridad a la toma de la decisión administrativa\n\ny, en esa forma, se\nconstituye en una manifestación del principio democrático (sobre este\n\nparticular, véase la\nsentencia Nº 2004-09434 de las 11:26 hrs. del 27 de\nagosto del 2004).\"\n\nEl subrayado no pertenece al original.\n\nQueda claro que, la participación ciudadana no significa ejercer un\nderecho de defensa sin ningún interés en particular, si no por el contrario,\ntener la posibilidad de manifestarse respecto a un asunto que podría provocar\nuna afectación directa.\n\nAsí las cosas, de acuerdo con lo reseñado anteriormente, en apoyo con la\njurisprudencia emanada de la Sala Constitucional, es posible afirmar que en el\ncaso de la ARESEP la celebración de las audiencias en referencia, constituyen\nuna regla, mientras que podría llegar a determinarse de forma muy casuística,\naquellos casos en los cuales podría darse una excepción y prescindir de la\naudiencia pública.\n\nEn ese sentido, la Sala Constitucional mediante el voto No. 7213-2012 de\nlas 16:01 horas del 30 de mayo del 2012, en el Considerando IV hizo referencia\na la obligación de ARESEP de\n\ngarantizar la\nparticipación ciudadana en la formulación de metodologías tarifarias y que\ncualquier cambio sustancial que se introduzca a la propuesta luego de ser\nsometida a la audiencia pública, deberá ser sometido de nuevo a dicho\nprocedimiento, con el fin de no dejar en indefensión a los posibles afectados:\n\n\"(..)\n\nA juicio del Tribunal Constitucional, las razones expuestas por la autoridad recurrida en su\ninforme, en el sentido que la inclusión de dicho transitorio tenía por objeto disminuir los niveles\nde discrecionalidad en la determinación del momento en que se aplicaría por primera ocasión el\nmodelo de ajuste tarifario, justamente justifica el hecho que se convocara a una audiencia pública,\nen aras que los usuarios del servicio contaran ampliamente con la oportunidad de referirse,\npronunciarse e incluso cuestionar esa situación. Sobre el particular, nota la Sala que la omisión de\nla Autoridad Reguladora de Servicios Públicos de convocar a una audiencia pública para conocer el\ncontenido de dicho transitorio es ilegítima y lesiona, a todas luces, el derecho protegido en el\nartículo 9º de la Constitución Política, en que se proclama el derecho de los particulares de\nparticipar activamente en la adopción de las decisiones políticas fundamentales y, en concreto, el\naumento de las tarifas de los servicios públicos. En este sentido, la Sala Constitucional no aprecia\nen el caso concreto ninguna circunstancia que justifique el hecho que no se haya sometido a la\naudiencia pública aludida el contenido integral de la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs.\nDe 21 de diciembre de 2011, en los términos en que finalmente ha sido aprobada por la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos. En este orden de ideas, no tiene ninguna relevancia, a\ndiferencia de lo que sostiene la autoridad recurrida en su informe, la determinación de si se trata\nde una fijación ordinaria o extraordinaria, teniendo en consideración que el artículo 36 de la Ley\nNo. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establece en su inciso d), la\nobligación de la autoridad recurrida de convocar a una audiencia, en la que podrán participar las\npersonas que tengan interés legítimo para manifestarse, cuando se trate de \"La formulación o\nrevisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la\npresente Ley\".\n\n(.)\n\nEs claro que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al haber aprobado mediante la\nresolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011 el \"Modelo automático de\najuste para el servicio de transporte remunerado de personas modalidad autobuses\", incluyendo el\ntransitorio aludido, el cual no fue sometido a conocimiento en la audiencia pública celebrada el 20\nde de [sic] julio de 2011, ha dejado a los usuarios de los servicios de transporte público modalidad\nautobús en indefensión, justamente por la incertidumbre que se genera acerca de sus efectos sobre\nsus intereses económicos.\n\n(.)\n\nEs evidente que la exigencia que se formula en esta sentencia no\nconstituye una cuestión de mero trámite o una simple formalidad, habida cuenta\nque la omisión de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ha\npropiciado en el caso presente que se aprobaran reglas novedosas en la\nresolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21\nde diciembre de 2011, sin que los usuarios de los servicios de transporte\ngozaran de la posibilidad de cuestionar el contenido de ese transitorio en la\naudiencia pública.\n\n(.)\n\nQueda de manifiesto que la situación impugnada en este proceso de amparo\nes ilegítima y vulnera el Derecho de la Constitución, razón por la cual lo\nprocedente es declarar con lugarel recurso en lo que\natañe a este extremo, dejándose sin efecto la resolución No. RJD-168-2011 de\nlas 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011, así como\ntodos los actos posteriores en los cuales se ha aplicado ese modelo, con el fin\nque todo su contenido sea sometido a la audiencia pública de ley.\n\n(.)\"Así las cosas, la ARESEP debe garantizar la participación ciudadana\npara la emisión de las normas técnicas, tal como se extrae de la jurisprudencia\nmencionada.\n\nVI. COMPARACIÓN, ENTRE LA PROPUESTA DE NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA\nPÚBLICA Y LA PROPUESTA DE NORMA REMITIDA POR LA COMISIÓN AD HOC, PARA\nAPROBACIÓN DE LA JUNTA DIRECTIVA\n\nLa comparación elaborada por este órgano asesor, se puede observar en la\nTabla 1, adjunta a este dictamen.\n\nDel análisis comparativo de la versión de la norma citada sometida a\naudiencia pública y de la remitida por la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio\n0021-CAHMNE-2014, hemos identificado tres tipos de cambios:\n\n \n\n1. Cambios de forma: se mejoran aspectos de redacción, para una mejor\ncomprensión.\n\n2. Cambios aclaratorios: aclaran el contenido de la propuesta sometida a\naudiencia pública sin introducir modificaciones sustanciales, que ameriten el\nsometimiento de la propuesta a una nueva audiencia pública.\n\n3. Cambios sustanciales: entendida como sustancial, la modificación, o\nbien, la introducción de algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia\npública, que afecte significativamente la decisión final adoptada.\n\nEn total se identificaron 31 cambios, de los cuales 13 son de forma, 15\nson aclaratorios y los restantes 3 son sustanciales (ver el detalle en la Tabla\n1).\n\nDel análisis realizado, se desprende que estos cambios sustanciales se\nproducen por la\n\nmodificación en los\nplazos para el inciso a del artículo 131 ya que se varía el plazo sometido a\n\naudiencia pública para\nel reconocimiento de la compensación física de excedentes. En cuanto al\n\ninciso b del mismo\nartículo, se modifica la fecha de referencia para el cómputo del plazo usado\npara la liquidación del saldo anual de excedentes.\n\nAhora bien, en cuanto a los artículos 157 y 159 se encuentran cambios\nsustanciales de conformidad con el análisis realizado para el numeral 131 de la\npropuesta. Dichas circunstancias provocan que la propuesta de norma técnica\ndeba ser sometida nuevamente a audiencia pública con la finalidad de garantizar\nel derecho de participación ciudadana según lo desarrollado en el apartado V de\neste dictamen y con el fin de no causar indefensión a los posibles interesados\nen el trámite.\n\nEn este caso, dicha garantía se logra con el sometimiento a una tercera\naudiencia pública de la norma técnica de \"Planeación, Operación y Acceso, al\nSistema Eléctrico Nacional\" AR-NTPOASEN.\n\n[.]\"\n\nII. Con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes y de\nacuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1.- Aprobar la\nnorma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico\nNacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el criterio\n193-DGAJR-2014 y la propuesta remitida mediante el oficio 0021-CAHMNE-2014. 2.-\nInstruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la\nrespectiva publicación de esta norma en el diario oficial La Gaceta. 3.- Comunicar\na la Contraloría General de la República este acuerdo, tal y como se dispone.\n\n \n\nPOR TANTO\n\nLA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA\n\nDE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nRESUELVE:\n\nACUERDO 01-19-2014\n\n \n\nI. Aprobar la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al\nSistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el\ncriterio 193-DGAJR-2014 y la propuesta remitida mediante el oficio\n0021-CAHMNE-2014, tal y como se detalla a continuación:\n\n \n\n\"Planeación, Operación y\nAcceso, al Sistema Eléctrico Nacional\"\n\n(AR-NT-POASEN-2014)\n\nCAPÍTULO I.\n\nGENERALIDADES.\n\nArtículo 1. Campo de aplicación. Esta norma establece las condiciones técnicas\ngenerales bajo las cuales se planeará, desarrollará y se operará el Sistema\nEléctrico Nacional y las condiciones técnicas, contractuales, comerciales y\ntarifarias con las cuales se brindará acceso y operación en paralelo a los\ndiferentes interesados en interconectarse con el Sistema Eléctrico Nacional.\n\nSu aplicación es obligatoria, en lo que les corresponda, para todos los\ninteresados, abonados o usuarios en alta tensión, empresas de generación,\ntransmisión, distribución de energía eléctrica y abonado-productor, que se\nencuentren establecidos en el país o que llegasen a establecerse bajo régimen\nde concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 2. Propósito. El propósito de la presente norma es definir y\ndescribir el marco regulatorio que regirá con respecto al desarrollo, a la\noperación técnica y al acceso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en las\nactividades de generación, transmisión y distribución, en aras de la\nsatisfacción de la demanda nacional de energía eléctrica, bajo criterios de\ncalidad, continuidad, confiabilidad y oportunidad del suministro eléctrico,\nestableciendo para ello lineamientos en los aspectos siguientes:\n\na) Satisfacción de la demanda de energía.\n\nb) Acceso.\n\nc) Expansión.\n\nd) Operación (Planeamiento, Coordinación, Supervisión y Control).\n\ne) Topología.\n\nf) Desempeño de la red de transmisión nacional.\n\ng) Desempeño del parque de generación nacional.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 3. Definiciones. Para efectos de aplicar e interpretar\ncorrectamente esta norma técnica, los conceptos que se emplean en ella se\ndefinen así:\n\nAbonado: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos\npara el aprovechamiento de la energía eléctrica.\n\nAbonado en alta tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o\nmás contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en alta tensión.\n\nAbonado en baja tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o\nmás contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en baja tensión.\n\nAbonado en media tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno\no más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en media\ntensión.\n\nAbonado productor o Productor consumidor: toda persona física o jurídica\nque ha suscrito un contrato para el aprovechamiento de la energía eléctrica y\nque además produce electricidad con fuentes renovables para ser aprovechada\nexclusivamente por él, en el mismo sitio donde se genera, con el único\npropósito de suplir parcial o totalmente sus necesidades de energía eléctrica.\n\nAlta tensión (abreviatura: AT): nivel de tensión igual o superior a\n100kV e igual o menor de 230 kV.\n\nArranque en negro: Capacidad de una unidad generadora de alcanzar una\ncondición operativa a partir de un paro total sin la ayuda de la red eléctrica\nexterna, es decir, cuando la barra de media tensión a la que se conecta el\ngenerador se encuentra sin energía (no tiene alimentación externa para el\nservicio propio)\n\nÁrea de distribución eléctrica: Área territorial, dentro del área de\nconcesión administrativa en la cual la empresa distribuidora posee redes de\ndistribución eléctrica.\n\nAutoridad Reguladora: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Ente\nRegulador.\n\nBaja Tensión (abreviatura BT): nivel de tensión igual o menor de 1kV.\n\nBajo nivel de tensión: condición de tensión inferior al valor mínimo de\noperación normal permitido respecto del valor de tensión nominal, con una\nduración superior a un minuto.\n\nCalidad del suministro eléctrico: Comprende las características de\namplitud, frecuencia y forma de onda de la tensión utilizada para la entrega de\nla energía a los abonados o usuarios.\n\nCargabilidad: Medida de la utilización de un elemento o sistema con\nrespecto a su capacidad nominal, máxima u otra.\n\nCaso fortuito: acciones de la mano del hombre tales como: huelgas,\nvandalismo, conmoción civil, revolución, sabotaje y otras que estén fuera de\ncontrol de la empresa eléctrica, las cuales deben ser demostradas y que afecten\nde tal manera que sobrepasen las condiciones que debieron considerarse en el\ndiseño civil, mecánico y eléctrico en aras de un servicio eficiente (técnico y\neconómico), continuo y de calidad.\n\nConcesión: es la autorización que el Estado otorga para operar, explotar\ny prestar el servicio de generación, transmisión, distribución o\ncomercialización de energía eléctrica.\n\nCondición normal: Estado de un sistema de potencia que se encuentra\noperando dentro de los parámetros de calidad y seguridad exigidos y sin déficit\nde energía, exceptuando las interrupciones por mantenimiento programados.\n\nCondición o estado de emergencia: Estado cuando un sistema de potencia\nno se encuentra operando dentro de sus parámetros de calidad y seguridad\nnormales o existe riesgo de que se produzca una situación que afecte dichos\nniveles.\n\nConfiabilidad: Es la capacidad de un sistema eléctrico de seguir\nabasteciendo energía a una área, ante la presencia de cambios temporales en su\ntopología o estructura (salida de líneas de transmisión y distribución,\nsubestaciones, centrales eléctricas, etc.).\n\nContingencia: Es la salida de operación o desconexión de uno o más\ncomponentes del Sistema Eléctrico Nacional, tal como la salida de operación de\nun generador, una línea de transmisión, un interruptor u otro elemento\neléctrico.\n\nContinuidad del suministro eléctrico: Medida de la continuidad (libre de\ninterrupciones) con la que se brinda la energía, para su utilización.\n\nContrato de conexión: Acto administrativo suscrito entre el ICE, la\nempresa de transmisión o la empresa distribuidora con un interesado (generador,\nuna empresa de transmisión, una empresa distribuidora, un abonado o usuario en\nalta tensión), en donde se establecen las condiciones y requisitos técnicos y\ncomerciales bajo los cuales se brindará el acceso, supervisión y operación\nintegrada con el Sistema Eléctrico Nacional, así como las obligaciones,\nderechos y deberes a que se comprometen las partes.\n\nCondición de operación aceptable de estado estable: Condición de un\nsistema de potencia en el cual, tras una contingencia, sus parámetros de\ntensión y frecuencia se encuentran iguales o por encima de los límites\ntolerables, tanto si se operada íntegramente o en islas.\n\nCriterio de estabilidad de estado estacionario: Un sistema de potencia\nes estable en estado estacionario para una condición de operación, si después\nde una pequeña perturbación o disturbio, alcanza una condición de operación de\nestado estacionario semejante a la condición existente antes del disturbio.\n\nCriterio de estabilidad transitoria: Un sistema de potencia es\ntransitoriamente estable si para una condición de operación en estado estable y\npara un disturbio en particular alcanza una condición de operación aceptable de\nestado estable, después del disturbio.\n\nCriterios de seguridad operativa: Conjunto de definiciones y reglas\nnacionales y regionales que establecen cómo se debe desempeñar el Sistema\nEléctrico Nacional, tanto en condiciones normales de operación como durante\ncontingencias.\n\nCriticidad de un elemento del SEN: Un elemento del SEN presenta\ncriticidad si ante su desconexión (sea programada o forzada) se pueden\npresentar condiciones de operación del SEN fuera de los parámetros establecidos\npor esta norma.\n\nDéficit de potencia o energía: Condición en la cual hay insuficiencia en\nla oferta de potencia o energía para satisfacer la demanda requerida por el\nSistema Eléctrico Nacional.\n\nDemanda: valor de la potencia medida en kVA o\nen kW requerida por una instalación eléctrica, elemento de red, dispositivo o\naparato eléctrico en un instante de tiempo dado.\n\nDemanda máxima: valor más alto de la demanda en un período dado.\n\nDisponibilidad: Condición de un elemento o sistema para estar en situación\nde cumplir con su función requerida en un instante o durante un intervalo dado.\n\nEmpresa de transmisión: Persona jurídica concesionaria que suministra el\nservicio eléctrico en la etapa de transmisión.\n\nEmpresa distribuidora: empresa cuya actividad consiste en la\ndistribución de la energía eléctrica para su uso final en el área concesionada.\n\nEmpresa eléctrica: persona jurídica concesionaria que suministra el\nservicio eléctrico en cualquiera de sus etapas.\n\nEmpresa generadora: Persona jurídica concesionaria que suministra el\nservicio eléctrico en la etapa de generación.\n\nEstado operativo de emergencia: Cualquier condición anormal de operación\ndel SEN que resulta de una contingencia a nivel nacional o regional, durante la\ncual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de\ncalidad, seguridad y desempeño, representando peligro para la vida de las\npersonas o para las instalaciones. Situación en la que no se puede satisfacer\nla demanda nacional de energía eléctrica.\n\nEstatismo: Variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de\nvariación porcentual de la carga de un generador.\n\nFalla: Cese de la capacidad o aptitud de un elemento o sistema para\nrealizar la función para la que fue concebido.\n\nFrecuencia de la tensión: tasa de repetición de la componente\nfundamental de la tensión, medida durante un segundo, expresada en Hertz (Hz).\n\nFuentes de energía renovable: fuentes de energía que están sujetas a un\nproceso de reposición natural y que están disponibles en el medio ambiente\ninmediato, tales como: la energía del sol, el viento, la biomasa, el agua, las\nmareas y olas, y los gradientes de calor natural.\n\nFuerza mayor: hechos de la naturaleza tales como huracanes, tornados,\nterremotos, maremotos, inundaciones y tormentas eléctricas, que sobrepasen las\ncondiciones que debieron considerarse en el diseño civil, mecánico y eléctrico\nen aras de un servicio eficiente (técnico y económico), continuo y de calidad.\n\nFunción de transmisión: Trasiego, transferencia o transporte de energía\neléctrica desde los puntos de producción hasta los puntos de transformación o\nretiro sin que haya distribución intermedia.\n\nGenerador privado: Empresa de capital privado o persona física que se\ndedica a generar energía eléctrica para su venta a una empresa que brinda el\nservicio público de electricidad en la etapa de distribución.\n\nGenerador: Empresa generadora de energía eléctrica.\n\nHueco de tensión (Sag): disminución del valor\neficaz (rms) de tensión a 90 % hasta 10 % con\nrespecto del valor de tensión nominal a frecuencia nominal, con una duración\ndesde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.\n\nIndisponibilidad de una unidad de generación: Estado operativo de una\nunidad de generación, en el cual no se encuentra disponible para producir\nelectricidad, debido a algún evento directamente asociado con ella; es decir,\nes incapaz de mantenerse en servicio en el Sistema  Eléctrico Nacional, entrar en servicio o de\nmantenerse en reserva ya sea por un evento fortuito, programado o no\nprogramado.\n\nIndisponibilidad forzada de una unidad de generación: Estado operativo\nde una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible para producir\nelectricidad como consecuencia de condiciones de emergencia, asociadas con la\nfalla de algún componente o equipo de la unidad de generación, o por error\nhumano, que provoca que la unidad salga de operación o sea incapaz de\ninterconectarse y operar en sincronismo con el Sistema Eléctrico Nacional.\n\nIndisponibilidad programada de una unidad de generación: Estado\noperativo de una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible\npara producir electricidad debido a actividades de mantenimiento preventivo\ndebidamente calendarizado y notificado al Operador del Sistema.\n\nIndisponibilidad restrictiva de una unidad de generación: Estado\noperativo de una unidad de generación, en el cual no se encuentra disponible\npara producir electricidad debido a condiciones restrictivas del sistema de\ntransmisión o distribución nacional.\n\nIndisponibilidad: Condición que impide o restringe que un elemento o\nsistema esté en situación de cumplir con su función requerida en un instante\ndado o durante un intervalo dado.\n\nInteresado: Persona\nfísica o jurídica que gestiona la interconexión y operación en paralelo con el\nSistema Eléctrico Nacional.\n\nLínea de distribución: Disposición de apoyos, ductos, conductores,\naisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma aérea o\nsubterránea, para su uso final, en media y baja tensión.\n\nLínea de transmisión: Disposición de estructuras, conductores, aisladores\ny accesorios para transportar electricidad a alta tensión, entre dos nodos de\nun sistema de potencia eléctrica.\n\nMedia tensión (abreviatura: MT): nivel de tensión mayor a 1 kV pero menor o igual a 100 kV.\n\nNorma técnica: Precepto obligatorio conformado por un conjunto de\nespecificaciones, parámetros e indicadores que definen las condiciones de\ncalidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que\ndeben suministrarse los servicios eléctricos.\n\nNormativa nacional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos,\ncriterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas\ntécnicas - económicas de aplicación obligatoria, emitida por la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).\n\nNormativa regional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos,\ncriterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas\ntécnicas - económicas de aplicación obligatoria emitida por la Comisión\nRegional de Integración Eléctrica (CRIE).\n\nOperación integrada: Es la forma de operación de un sistema de potencia\nen la cual los recursos de generación centralmente despachados se utilizan para\ncubrir la demanda, cumpliendo con los criterios adoptados de seguridad,\nconfiabilidad, calidad y despacho económico.\n\nOperación restrictiva: Condición de un elemento o sistema en la cual\néste es operado o utilizado en condiciones limitadas con respecto a su\ncapacidad o funcionalidad, como consecuencia de limitaciones técnicas ajenas a\nél.\n\nOperación segura: Condición de operación integral de un sistema de\npotencia en la que no existe la posibilidad de que, ante una eventual falla de\nuno o varios elementos predefinidos en los Criterios de Seguridad Operativa, se\nproduzca una salida total de operación del sistema o una condición que provoque\ndeficiencias en la calidad y continuidad del transporte de energía.\n\nOperador del Sistema: Unidad técnica que tiene la responsabilidad de\ndirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado\nEléctrico Nacional para satisfacer la demanda eléctrica del país, así como la\ncoordinación y ejecución del trasiego de energía a nivel regional.\n\nParpadeo (Flicker): impresión de irregularidad\nde la sensación visual debida a un estímulo luminoso cuya luminosidad o\ndistribución espectral fluctúa en el tiempo.\n\nParticipantes/agentes del SEN: Participantes de la industria eléctrica:\nEmpresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en\nalta tensión.\n\nPerturbación: La perturbación describe el total acontecimiento que\ncomienza con una falla y termina con el restablecimiento de las condiciones\nprevias de calidad y confiabilidad en el suministro eléctrico.\n\nPico de tensión (Swell): aumento del valor\neficaz (rms) de tensión a un valor comprendido entre\nel 110 % y 180 % de la tensión nominal a frecuencia nominal, con una duración\ndesde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.\n\nPlanta de generación. Central eléctrica: Conjunto de obras civiles y\nequipamiento eléctrico y mecánico utilizado para la producción de energía\neléctrica.\n\nPotencia de falla: Es la potencia dejada de generar en una unidad de\ngeneración debido a situaciones ajenas a su operación.\n\nPunto de conexión: Lugar topológico donde se enlaza la red del usuario\ncon el Sistema Eléctrico Nacional.\n\nPunto de entrega o Punto de acople común: El punto de entrega es el\nsistema de barras de la subestación donde se conecta el generador o usuario con\nla red de transmisión nacional o el punto en la red de distribución en donde se\nconecta el generador. En el caso de generadores que se conectan a la red de\nbaja tensión el punto de entrega es el definido en la normativa técnica\naplicable a acometidas.\n\nPunto de Medición: El punto de medición es nodo de la red de transmisión\no distribución donde instala el sistema de medición.\n\nRacionamiento eléctrico: Condiciones de explotación del sistema\neléctrico nacional, en las cuales, no es posible satisfacer, momento a momento\ny en forma total, la demanda de potencia y energía, debido a un déficit en la\npotencia, la energía o a condiciones de seguridad operativa del SEN. El\nracionamiento eléctrico implica la interrupción programada y ordenada del\nsuministro eléctrico a los abonados y usuarios.\n\nRed de distribución: es la etapa de la red eléctrica conformada por: las\nbarras a media tensión de las subestaciones reductoras (alta/media tensión),\nsubestaciones de maniobra o patios de interruptores, conductores a media y baja\ntensión, y los equipos de transformación, control, monitoreo, seccionamiento y\nprotección asociados, para la utilización final de la energía.\n\nRed de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por:\nlas líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión),\nsubestaciones reductoras (barras de alta y media tensión), subestaciones de\nmaniobra o patios de interruptores y los equipos de transformación, control,\nmonitoreo y protección asociados, que cumple con la función de transmisión y\nestá delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o\nretiran energía.\n\nRed de transmisión nacional: Toda la infraestructura de transmisión\ninstalada y operada en el territorio nacional.\n\nRed eléctrica: conjunto de elementos, en un sistema de potencia,\nmediante el cual se transporta la energía eléctrica desde los centros de\nproducción y se distribuye a los abonados y usuarios.\n\nRed nacional de distribución eléctrica: La conformada por las líneas de\ndistribución eléctrica de las diferentes empresas distribuidoras de energía\neléctrica.\n\nRegulación primaria de frecuencia: Variación automática de la potencia\nentregada por la unidad de generación como respuesta a cambios de frecuencia en\nel sistema al ocurrir desbalances carga-generación.\n\nRegulación secundaria de frecuencia: Es el ajuste fino que ejecuta el\nControl Automático de Generación (AGC) de la potencia del generador para\nrestablecer el equilibro carga-generación y los intercambios de potencia entre\náreas de control.\n\nReserva de regulación secundaria para subir potencia activa: Sumatoria\nde las capacidades disponibles para incrementar su potencia activa hasta el\nlímite técnico máximo de los generadores que operan bajo el control del AGC.\n\nReserva de regulación secundaria para bajar potencia activa: Sumatoria\nde las capacidades disponibles para reducir su potencia activa hasta el límite\ntécnico mínimo de los generadores que operan bajo el control del AGC.\n\nReserva fría: Sumatoria de la potencia nominal (o efectiva) de las\nunidades que pueden arrancar, sincronizarse y llegar a plena carga en menos de\n15 minutos\n\nReserva rodante: Sumatoria de las capacidades disponibles para\nincrementar su potencia activa de los generadores en línea cuyos gobernadores\nresponden automáticamente ante los cambios de la frecuencia.\n\nSeguridad operativa: Aplicación metódica de criterios y procedimientos\nen la planificación, diseño y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el\nobjetivo de que pueda soportar los tipos de contingencias consideradas en los\ncriterios de seguridad operativa, manteniendo una operación estable y limitando\nlas consecuencias derivadas del evento o contingencia.\n\nServicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas\nde generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su\ncomercialización.\n\nSistema de medición: Es el grupo de equipos (contadores de energía,\ntransformadores de potencial y corriente, etc.) que en conjunto se utilizan\npara la medición y registro de la energía y potencia que se inyecta o retira de\nun nodo del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nSistema de protección: Es el grupo de equipos (transformadores de\ninstrumento, relés, etc.) que en conjunto se utilizan para la protección de\nequipos o elementos de una red eléctrica.\n\nSistema Eléctrico Nacional (SEN): Es el sistema de potencia compuesto\npor los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, la\nred de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los\nusuarios. Conjunto de empresas y equipamientos en territorio nacional\ninterconectados entre sí y regulados por las normas de la Autoridad Reguladora.\n\nSubestación: Parte de un sistema eléctrico de potencia, donde pueden\nconverger y originarse sistemas de generación, líneas de transmisión o de\ndistribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia,\ninterruptores y equipos de control, medición y maniobra y cuya función es la de\nelevar o disminuir la tensión de la electricidad o de transferir el transporte\no distribución de la misma entre diferentes elementos del sistema de potencia.\n\nTransmisión: Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta\ntensión.\n\nUsuario en alta tensión: Persona física o jurídica conectado al Sistema\nEléctrico Nacional en alta tensión y que es consumidor final de energía en ese\npunto de conexión.\n\nUsuario: Persona física o jurídica que hace uso del Sistema Eléctrico\nNacional.\n\nValor eficaz (rms): raíz cuadrada del valor\nmedio de la suma de los cuadrados de los valores instantáneos alcanzados\ndurante un ciclo completo de la onda de tensión o de corriente\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 4. Acrónimos.\n\nARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.\n\nCOOPEALFARO: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.\n\nCOOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste,\nR.L.\n\nCOOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.\n\nCOOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.\n\nCRIE: Comisión Regional de Integración Eléctrica.\n\nCNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.\n\nESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.\n\nICE: Instituto Costarricense de Electricidad\n\nJASEC: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, S.A.\n\nMER: Mercado Eléctrico Regional.\n\nSCADA/EMS: Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management\nSystem, por sus siglas en inglés (Control de Supervisión y Adquisición de\nDatos/Sistema de Administración de Energía).\n\nTDA: Tasa total de distorsión armónica de tensión.\n\nAbreviaturas:\n\nHz: Hertz: Unidad de frecuencia.\n\nkV: Kilovoltios. Unidad equivalente a mil voltios\n\nkVA: Kilovoltio-amperio. Unidad de medida de la potencia aparente\nequivalente a mil voltio -amperios.\n\nCAPÍTULO II.\n\nCARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GENERALES DEL SEN.\n\n \n\nArtículo 5. Frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nLa frecuencia nominal del Sistema Eléctrico Nacional será 60 Hz. Durante\nla operación normal, el 90 % de las variaciones de la frecuencia promedio en\nperiodos de 10 minutos, deberán estar dentro del rango de (60 1.65σ)\nHz, donde σ es la desviación estándar de la frecuencia promedio en\nperiodos de 10 minutos. El valor de \"σ\" será de 0,03 Hz. Las tolerancias y\nvariaciones de operación ante contingencias están definidas en el artículo 11 y\nlo establecido en el Reglamento del Mercado Regional; así como en la normativa\nespecífica que llegue a emitir la Autoridad Reguladora en el ejercicio de sus\ncompetencias.\n\nArtículo 6. Tensiones del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nLas tensiones en el ámbito de transmisión y distribución en media\ntensión del Sistema Eléctrico Nacional, así como los correspondientes límites\nde variación tolerables, se establecen en la tabla N° 1.\n\nTabla N° 1.\n\nTensiones Nominales del SEN.\n\nValores en Kilovoltios (kV)\n\n \n\n| Sistema de Transmisión | | | | --- | --- | --- | | Tensión Nominal (rms) | Límites de variación\nnormales (5%) | Límites de variación tolerables (10%) | | 230,00 | 218,50-241,50 | 207,00-253,00 | |\n138,00 | 131,10- 144,90 | 124,20 - 151,80 | | Sistema de Distribución | | | | 69,00 | 65,55- 72,45\n| 62,10 - 75,90 | | 34,50 | 32,78-36,23 | 31,05-37,95 | | 24,94 | 23,69-26,19 | 22,45-27,43 | |\n13,80 | 13,11-14,49 | 12,42-15,18 | | 13,20 | 12,54-13,86 | 11,88-14,52 | | 4,16 | 3,95-4,37 |\n3,74-4,58 |\n\n \n\nEn condiciones normales de operación, se deberá mantener la tensión del\nSistema Eléctrico Nacional dentro de los límites de variación normales y en condiciones\nde emergencia operativa, dentro de los límites de variación tolerables (límites\nde seguridad), indicados en la Tabla N° 1.\n\nCAPITULO III.\n\nPLANEAMIENTO DE LA OPERACIÓN DEL SEN.\n\nArtículo 7. Operación del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nLa operación del Sistema Eléctrico Nacional es responsabilidad del\nOperador del Sistema, el cual deberá de ajustarse a los requerimientos de calidad\ny seguridad operativa establecidos en esta norma, en las regulaciones\nnacionales y en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Para tales\nefectos de conformidad con el artículo 10 del Reglamento de Armonización\nRegulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de\nAmérica Central, corresponde al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a\ntravés del Órgano Administrativo que designe o cree para el efecto, realizar\nlas funciones de Operador del Sistema y Operador del Mercado.\n\nArtículo 8. Principio de planeación.\n\nLa planeación de la operación integrada de los recursos de generación y\ntransmisión del Sistema Eléctrico Nacional, será responsabilidad del Operador\ndel Sistema, la cual se hará de forma integrada con la información técnica que\nde manera obligatoria deben suministrarle las empresas generadoras,\ntransmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión y tendrá\ncomo objetivos fundamentales los siguientes:\n\n \n\na. Satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica al costo óptimo,\nbajo un horizonte de\n\nplanificación a corto y mediano plazo (de cero a cinco años, con una\nresolución máxima de un mes), utilizando al máximo los recursos nacionales, sin\ndetrimento de aprovechar las ventajas económicas que pueda ofrecer el Mercado\nEléctrico de América Central.\n\nb. Minimizar los costos de operación y mantenimiento de SEN.\n\nc. Maximizar la generación a partir de fuentes renovables.\n\nd. Minimizar la generación térmica a partir de derivados del petróleo.\n\ne. Mantener los niveles de seguridad, confiabilidad y calidad definidos\nen la presente norma técnica y en otras que emita la Autoridad Reguladora para\nlas actividades de generación y transporte y en concordancia con la\nreglamentación del Mercado Eléctrico de América Central.\n\nf. Coadyuvar al cumplimiento de las normas referentes a la calidad,\nconfiabilidad y continuidad del suministro eléctrico en la etapa de\ndistribución.\n\nLa frecuencia de actualización del planeamiento operativo será anual,\npudiéndose actualizar más frecuentemente si las circunstancias lo ameritan. El\nOperador del Sistema definirá la información y plazos con que las empresas\ngeneradoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión,\ndeberán suministrarla para la debida planeación de la operación integrada.\n\nArtículo 9 Estrategia de planeación.\n\nPara la debida operación del SEN, el Operador del Sistema debe\ndesarrollar una estrategia de planeación que involucre metas a corto y mediano\nplazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), tomando en\ncuenta para ello y según corresponda:\n\n \n\na. La planificación del desarrollo de la infraestructura eléctrica del\nSEN.\n\nb. El crecimiento de la demanda de potencia y energía.\n\nc. Las pérdidas de transmisión.\n\nd. La hidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles\nmínimos y máximos operativos de sus embalses.\n\ne. La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual\nen el mediano plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano\ny corto plazo.\n\nf. La estacionalidad del recurso hidroeléctrico, eólico, solar y de\nbiomasa.\n\ng. Los indicadores de indisponibilidad histórica e indisponibilidad de\ncorto plazo del parque de generación nacional.\n\nh. Los costos de combustible y lubricantes de las unidades térmicas.\n\ni. La eficiencia y rendimiento de las unidades térmicas\n\nj. Los costos de operación y mantenimiento del parque de generación\nnacional y de la infraestructura de transporte.\n\nk. Las restricciones eléctricas, contractuales y operativas de los\ncomponentes del SEN, entre otros.\n\nArtículo 10.\nCriterios técnicos adicionales\n\nSe establecen como\ncriterios técnicos adicionales, a considerar en el planeamiento de la\n\noperación del Sistema Eléctrico Nacional, los\nsiguientes:\n\na. En estado\nestacionario, las tensiones en las barras en alta y media tensión de las\nsubestaciones no deben sobrepasar los valores límites tolerables indicados en\nel artículo\n\nb. Se optimizará la\nmáxima transferencia por las líneas de transmisión, tomando en cuenta el límite\ntérmico intrínseco de los conductores, el límite de transmisión por regulación\nde tensión y el límite por estabilidad transitoria, y de pequeña señal, y el\nlímite por claros mínimos. No obstante, todas las líneas deben estar cargadas\ndebajo del 85% de la capacidad térmica nominal, pudiendo el operador del\nsistema, superar este grado de cargabilidad, siempre y cuando no vaya en contra\nde los principios de calidad y seguridad operativa regional y nacional, y de la\nintegridad de los elementos de la red.\n\nAnte la presencia de\ncontingencias, la cargabilidad de las líneas se ajustará a los criterios de\ncalidad y seguridad operativa indicados en el artículo 13. Adicionalmente,\ntanto el ICE como el Operador del sistema, deberán verificar continuamente la\ncargabilidad de las líneas de transmisión, debiéndose tomar acciones para\nreforzar la capacidad de las líneas de transmisión cuando deban operarse las\nmismas con cargabilidad superior al 85% durante más del 6 000 horas al año.\n\nc. No se permitirán\nsobrecargas permanentes. En la operación diaria o a corto plazo (1 año), se\npueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo con la duración de la misma, sin\nsobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir\nen forma significativa su vida útil.\n\nd. Para la\ncoordinación de protecciones, determinación del esquema de baja/sobre\nfrecuencia, determinación de cargabilidad de líneas y sobrecarga de componentes\ndel SEN, el Operador del Sistema debe efectuar los correspondientes análisis\ndel sistema en estado estacionario y transitorio (corto circuito, flujos de\ncarga convencional y estabilidad transitoria y de pequeña señal).\n\ne. Bajo una falla\ntrifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de transporte, en\ncercanía a la subestación con mayor nivel de cortocircuito, la cual es\neliminada con tiempo de protección principal y asumiendo salida permanente del\nelemento fallado, el sistema debe conservar la estabilidad.\n\nf. Bajo una salida\nde operación de un componente (un generador, una línea de transmisión, un\ninterruptor, etc.) del SEN, el sistema debe conservar la estabilidad.\n\ng. En el caso de\nproducirse redes o subsistemas eléctricos aislados (islas) después de un\nevento, en cada red o subsistema eléctrico, deberán cumplirse los criterios de\ncalidad, confiabilidad, seguridad y desempeño establecidos en esta norma y\ndemás normas emitidas por la Autoridad Reguladora en relación con la calidad y\ncontinuidad del suministro eléctrico, considerando la instalación de esquemas\nsuplementarios de protección que permitan su operación con condiciones de\ncalidad en el suministro eléctrico.\n\nh. De presentarse\noscilaciones de potencia, se debe velar porque las mismas no excedan más de un\n5% de la capacidad nominal de cada unidad de generación sincronizada al SEN.\n\ni. No deben existir\ndesbalances de corriente en los puntos de entrega a empresas distribuidoras o a\nabonados o usuarios en alta y media tensión, que produzcan desbalances en la\ntensión superiores al 3 %. Mantener el desbalance permisible en la corriente es\nresponsabilidad de las empresas distribuidoras y de los abonados y usuarios en\nalta y media tensión.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 11.\nDesconexión de carga por baja frecuencia\n\nEl esquema de\ndesconexión de carga por baja frecuencia en la red, será implementado de\n\nacuerdo con los requerimientos que determinen\nlos estudios correspondientes elaborados por el Operador del Sistema y\ncoordinados con los participantes del negocio eléctrico (generadores,\ntransmisores, distribuidores y abonados o usuarios en alta tensión). El rango\nde variación, conformado por varias etapas, que se elija para dicho esquema, debe\nser actualizado dependiendo de las necesidades de la red y de su evolución en\nel tiempo, debiendo revisarse periódicamente y por lo menos una vez al año.\nTambién se debe tomar en cuenta lo relativo a la reserva rodante, para evitar\nla desconexión parcial de cargas en la primera etapa de operación de este\nesquema. En ese sentido, el Sistema Eléctrico Nacional debe operarse en todo\nmomento con una reserva rodante mínima que defina el Operador del Sistema en\ntérminos de la calidad y seguridad operativa del SEN y en concordancia con lo\nestablecido en la reglamentación regional.\n\nAsimismo, en\nrelación con las interconexiones regionales, tienen obligación de operar dentro\nde los criterios de calidad, seguridad y desempeño que establece la normativa\nregional, siempre y cuando la misma contemple especificaciones superiores a la\nnacional.\n\nEl esquema de\ndesconexión automática de carga por baja frecuencia del SEN, se diseñará con\nlos siguientes criterios:\n\na. El disparo de la\nunidad de generación de mayor capacidad del sistema, no debe activar la primera\netapa de desconexión.\n\nb. Se determinará\npara cada empresa el número de etapas a implementar y su correspondiente\ntemporización.\n\nc. En ningún momento\nla frecuencia debe ser inferior a 57,5 Hertz.\n\nd. En contingencias\nse debe minimizar el tiempo que la frecuencia permanezca por debajo de 58,5\nHertz.\n\ne. Después de 50\nsegundos de ocurrido un evento, la frecuencia del sistema debe estar por encima\ndel umbral de la primera etapa del esquema de desconexión automática de carga.\n\nf. Se debe optimizar\nla cantidad de carga a desconectar en eventos, evitando al máximo la sobre-\nfrecuencia.\n\ng. Cada empresa\ndistribuidora y abonado o usuario a alta tensión, debe habilitar su demanda\npara ser desconectada por relés de baja frecuencia con el fin de que el SEN\npueda soportar la salida de las mayores plantas de generación y evitar así, en\nlo posible, colapsos totales.\n\nh. Se determinará\npara cada empresa distribuidora, el número de etapas a implementar, el\nporcentaje de carga a desconectar en cada etapa y su correspondiente\ntemporización.\n\ni. Siempre que sea\ntécnicamente factible, la selección de la carga a desconectar se efectuará en\naras de optimizar la continuidad del suministro eléctrico en el Área\nMetropolitana y en centros de población con características comerciales,\nindustriales y gubernamentales importantes y en centros hospitalarios.\n\nj. En el caso de\noperación del SEN en islas, se deberá considerar la instalación de esquemas\nsuplementarios de protección que permitan su operación con condiciones de\ncalidad en el suministro eléctrico, acordes con esta disposición y otras\nemitidas por la Autoridad Reguladora.\n\nk. El ajuste de\nfrecuencia del esquema debe indicar la frecuencia mínima y máxima de actuación,\nel paso de frecuencia entre las diferentes etapas y el tiempo de actuación en\nque deberá ejecutarse la apertura del conjunto relevador - interruptor a cada\netapa.\n\nEl esquema\nestablecido podrá ser modificado antes del plazo de un año, si el Operador del\nSistema determina que hay situaciones o condiciones que así lo requieran.\n\nLa cantidad de carga\nque será desconectada debido a la actuación del esquema, no deberá reducirse\ncuando se tengan que efectuar trabajos de mantenimiento preventivo o\ncorrectivo, excepto que lo anterior sea debidamente justificado, ante el\nOperador del Sistema.\n\nEl Operador del\nSistema informará a cada usuario del sistema de transmisión, el esquema de\ndesconexión de carga por baja frecuencia, según le corresponda, con la\nsiguiente información:\n\na. Magnitud y ubicación\nde la carga a desconectar.\n\nb. Frecuencia de\ninicio de disparo.\n\nc. Frecuencia final\nde disparo.\n\nd. Número de pasos o\netapas del esquema.\n\ne. Velocidad de los\ninterruptores de potencia.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 12. Ajustes de los relés de\nfrecuencia de las unidades de generación.  El Operador del Sistema,\nespecificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés\nde frecuencia, de acuerdo con los estudios de análisis de estabilidad y será\nresponsable de verificar los ajustes correctos de los relés de frecuencia de\ntodas las unidades del parque de generación nacional, con potencias mayores a 1\nMW .\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 13. Criterios de seguridad operativa y planificación.\n\nLos criterios de seguridad con que se deberá de operar y planificar el\nSistema Eléctrico Nacional, se muestran en la Tabla N° 2 (Anexo A de esta\nnorma).\n\nArtículo 14. Trasiego de información.\n\nTodas las empresas participantes en la industria eléctrica nacional,\ntienen la obligación de suministrar al Operador del Sistema, de acuerdo con los\nprocedimientos que éste proponga y apruebe la Autoridad Reguladora, toda la\ninformación necesaria para la debida operación y la planeación de la operación\ndel SEN, de conformidad con esta normativa y la normativa regional.\n\nCAPÍTULO IV.\n\nCOORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL DEL SEN.\n\n \n\nArtículo 15.\nResponsabilidades\n\nEs responsabilidad\ndel Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los\ninterruptores, las tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos\nde potencia activa y reactiva por las líneas y los transformadores, los\nintercambios regionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades\nde generación con potencia superior a 1 MW y la frecuencia del SEN, y en\ngeneral de cada nodo del SEN de extracción o inyección con una tensión de\noperación igual o superior a 13,8 kV. Adicionalmente, es responsable de\ncoordinar las acciones para garantizar la confiabilidad, seguridad, calidad y\ndesempeño de la operación del SEN.\n\nEl ICE y los\nparticipantes del SEN, serán responsables de instalar y mantener la correcta\noperación del equipamiento de su propiedad, necesario para la supervisión de la\nred de transmisión y del parque de generación nacional.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 16. Coordinación de maniobras.\n\nPara la debida operación del SEN, el Operador del Sistema deberá\ncoordinar las maniobras que en él se efectúen, con las empresas de transmisión,\ngeneración y distribución. Por tanto cada una de esas empresas es responsable\nde definir la secuencia de las maniobras con los equipos bajo su cobertura, de\nlas cuales informará al Operador del Sistema.\n\nArtículo 17.\nMantenimiento del SEN En la\nprogramación del mantenimiento de los diferentes elementos del SEN, se deberá\nreducir el impacto sobre la operación del sistema y evitar, en lo posible, la\ndesconexión de carga. Anualmente bajo los procedimientos y mecanismos que\nproponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora, el ICE, las\nempresas de transmisión y de generación con potencias superiores a 1 MW y los\nabonados o usuarios en alta tensión, deberán de enviar al Operador del Sistema\nel programa de mantenimiento anual predictivo y preventivo de los generadores\nconectados al SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV\ny superior; además de los elementos de la red de transmisión. El Operador del\nSistema podrá hacer los ajustes necesarios en la calendarización de las\nactividades de mantenimiento con fines de seguridad operativa y de satisfacción\nóptima económica de la demanda.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 18. Control de frecuencia:\nregulación secundaria y primaria\nTodas las plantas del sistema con potencias superiores a 1 MW están en la\nobligación de operar cumpliendo con los requisitos técnicos indicados por el\nOperador del Sistema, salvo que por restricciones técnicas no estén en\ncapacidad de operar en esa condición. Además, deberán garantizar el valor de\nestatismo requerido para su operación integrada en el SEN, de conformidad con\nlos requerimientos del sistema eléctrico regional establecidos en la reglamentación\ndel Mercado Eléctrico Regional. Asimismo, si el Operador del Sistema lo\nrequiere, deberán participar en la regulación secundaria de frecuencia con sus\npropias unidades o por medio de plantas de otras empresas. El pago de tal\nservicio se hará bajo el esquema tarifario que establezca la Autoridad\nReguladora.\n\nDe igual forma todas las unidades generadoras existentes y futuras, con\npotencias superiores a 1 MW, deben contribuir con la regulación primaria de\nfrecuencia de conformidad con los requerimientos del SEN que establezca el\nOperador del Sistema.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 19. Control de tensión.\n\nLas tensiones requeridas en los nodos de generación se determinarán de\nacuerdo con los resultados del planeamiento operativo del SEN, en concordancia\ncon lo que señala el artículo 24.\n\nTodas las plantas del SEN están en la obligación de participar en el\ncontrol de tensión, por medio de la generación o absorción de potencia\nreactiva, de acuerdo con la curva de capacidad de sus unidades. La generación o\nabsorción de potencia reactiva de las centrales se establecerá de acuerdo con\nlos análisis eléctricos de estado estacionario realizados por el Operador del\nSistema, para las diferentes condiciones de demanda.\n\nCAPÍTULO V.\n\nEXPANSIÓN Y DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.\n\n \n\nArtículo 20. Principio de expansión.\n\nLa planeación de la expansión del SEN es responsabilidad del ICE, quien\ndeberá hacerlo bajo un contexto de coordinación con el Operador del Sistema y las\nempresas distribuidoras con horizontes a corto, mediano y largo plazo (1, 5 y\n10 años respectivamente), mediante planes de expansión flexibles que se adapten\na los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras\ny ambientales, cumpliendo con los criterios de calidad, confiabilidad y\nseguridad operativa establecidos en esta norma, en otras emitidas por la\nAutoridad Reguladora y en las de carácter regional.\n\nArtículo 21. Expansión de la transmisión.\n\nPara efectuar el planeamiento del Sistema Eléctrico Nacional en lo\nconcerniente a la red de transmisión, se considerarán elementos de planeación aplicados\na los análisis de estado estacionario y transitorio del SEN. El ICE definirá\níndices de confiabilidad que permitan medir la calidad y seguridad del SEN y se\nefectuarán los proyectos necesarios para el mejoramiento de los mismos. Estos\nestudios serán de carácter público de conformidad con lo establecido en el\nartículo 178.\n\nAdicionalmente, deberá planearse una red de transmisión flexible,\nrobusta y adaptada tecnológica y estructuralmente para incorporar la mayor\ncantidad de generación a partir de fuentes de energía renovables y disponer de\nun sistema de respaldo de transformación en subestaciones de transmisión y\ndistribución, de manera tal que se garantice la satisfacción de la demanda.\n\nArtículo 22. Expansión de la generación.\n\nEn lo que respecta al planeamiento del Sistema Eléctrico Nacional\nreferente a la generación, se considerará el máximo aprovechamiento de los recursos\nrenovables, mediante una matriz energética diversificada que propicie la\nsatisfacción de la demanda de energía independientemente de la estacionalidad\nclimática, y con el mínimo costo, dentro de un plan con horizontes a corto,\nmediano y largo plazo.\n\nArtículo 23. Generación térmica a base de derivados de petróleo.\n\nLa incorporación y uso de generación térmica a base de derivados de\npetróleo deberá ser la menor posible, siempre y cuando permita minimizar el costo\ntotal del sistema de generación. Estas unidades térmicas, cuyo costo total\n(operación e inversión) es el óptimo para la matriz energética, se conectaran a\nun sistema de transmisión, robusto y flexible, que permita el transporte de la\ngeneración térmica de menor costo a los centros de carga del Sistema Eléctrico\nNacional.\n\nArtículo 24. Tensión.\n\nEl SEN se planeará de forma tal que, considerando todas las etapas de la\nindustria eléctrica (generación, transmisión y distribución), se garantice que\nla tensión en las barras en condiciones normales de operación, se encuentre en\nel rango de variación normal de  5%,\nde conformidad con el artículo 6.\n\nArtículo 25. Tensiones Armónicas.\n\nEl SEN se planeará y diseñará de forma tal que en condiciones normales,\nla forma de onda de tensión con respecto al contenido de armónicas y\ndesbalances de fases, se regirá por la Tabla siguiente:\n\n \n\nDe igual\nforma se deberá considerar lo dispuesto en las normas: IEEE-1547 \"Standard for\nInterconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems\" e IEEE-519\n\"Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical\nPower Systems, más recientes.\n\nArtículo 26.\nDesbalance de fases\n\nLa planeación y\ndiseño del SEN se hará de forma tal que, en condiciones normales de operación\nel desbalance de la tensión no exceda el 3%, en condiciones de ausencia de\ncarga.\n\nEl desbalance de la\ntensión se expresa en términos porcentuales, calculado de la siguiente forma:\n\nDonde: \n\n \n\n \n\nD = Porcentaje de\ndesbalance (%)\n\n   :Valor absoluto de la mayor diferencia entre cualquiera de los valores de\ntensión fase a fase y el valor promedio de las tensiones fase a fase.\n\nVprom = Tensión promedio de las tres\ntensiones fase a fase.\n\n(Así reformado\nmediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nArtículo 27.\nSeguridad\n\nEl SEN debe\nplanearse y diseñarse en forma integrada (generación, transmisión y\ndistribución), de manera que garantice el cumplimiento de las condiciones de\ncalidad y seguridad establecidas en el artículo 13. Adicionalmente se requerirá\nque:\n\na. Una vez despejada\nuna falla, la tensión no permanezca por debajo del 80 % del valor nominal, por\nmás de 700 milisegundos.\n\nb. No se produzcan\nvalores de frecuencia inferiores a 57,5 Hertz, durante el régimen transitorio.\n\nc. No se den\nsobrecargas permanentes en líneas ni en transformadores.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 28. Confiabilidad.\n\nPara la evaluación de la confiabilidad del SEN se podrán usar métodos\ndeterminísticos o probabilísticos a criterio del Operador del Sistema. No\nobstante lo anterior, en la planeación de cualquier elemento del SEN se debe considerar\nlos criterios de seguridad establecidos en el artículo 13.\n\nCAPÍTULO VI.\n\nACCESO AL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.\n\n \n\nArtículo 29. Interconexión y libre acceso al SEN.  El\nacceso al SEN es libre para cualquier persona física o jurídica, siempre y\ncuando el interesado, cumpla con las leyes de la República de Costa Rica y con\nlas reglamentaciones y normas técnicas emitidas por la Autoridad Reguladora y\nsiguiendo los procedimientos aprobados por la Autoridad Reguladora, conforme a\nlas disposiciones de esta norma técnica.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 30. Solicitud de conexión al SEN. En toda solicitud de conexión al SEN, el ICE,\nla empresa de transmisión o la empresa distribuidora, según corresponda, deben\nefectuar los estudios de viabilidad técnica y económica, los cuales deben ser\nevaluados y aprobados por el Operador del Sistema, salvo para plantas\ninterconectadas a la red de distribución nacional, con potencias inferiores o\niguales a 1 MW.\n\nSi la conexión es viable dichas empresas deben ofrecer al interesado un\npunto de conexión al SEN, al nivel de tensión más adecuado, el cual por lo\ngeneral será el sistema de barras de una de las subestaciones existentes en el\nSEN o el sistema de barras, de una nueva subestación que, según el estudio de\nviabilidad técnica, se necesite construir.\n\nEn el caso de redes de distribución, la interconexión directa a la red\nserá permitida en casos excepcionales previo estudio técnico que demuestre la\ncapacidad del circuito para trasegar la energía generada.\n\nDe igual forma el interesado puede proponer puntos de conexión al SEN. Para\nello toda la información que utilice el ICE y las empresas de transmisión y de\ndistribución para efectuar los estudios de viabilidad técnica y económica de la\nsolicitud de conexión, será de acceso público. En caso de que el interesado\nesté disconforme con lo resuelto por el Operador del Sistema, el ICE, la\nempresa de transmisión o la empresa distribuidora, podrá acudir a la Autoridad\nReguladora a resolver el diferendo.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 31. Obligaciones del ICE y de las empresas de transmisión y distribución.. Corresponden al\nOperador del Sistema, al ICE y a las empresas de transmisión y de distribución las siguientes\nobligaciones:\n\na. Cumplir con los requisitos técnicos establecidos en esta norma.\n\nb. Efectuar y comunicar los resultados al interesado, en un plazo máximo\nde 120 días naturales los estudios de la solicitud de conexión, incluyendo la\nrevisión y aprobación por parte del Operador del Sistema, según lo establecido\nen el artículo 30\n\nc. Formalizar el \"Contrato de Conexión\" que regule las condiciones\ntécnicas, administrativas y comerciales de la conexión.\n\nd. Verificar que el usuario cumpla con el \"Contrato de Conexión\".\n\ne. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al\ncontrol, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad\nReguladora.\n\nCorresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución, a los\nusuarios en alta tensión y abonado-productor:\n\nf. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al\ncontrol, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad\nReguladora. Se exime de este pago a los generadores con una potencia inferior a\n1MW.\n\ng. Mantener el cumplimiento de los requisitos técnicos establecidos en\nesta norma.\n\nh. Suministrar al Operador del Sistema la información que este requiera\nen el ejercicio de sus atribuciones.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 32.  Obligaciones de los abonados en alta\ntensión y generadores. Se establecen a los interesados en adquirir la\ncondición de abonado en alta tensión o de generador las obligaciones\nsiguientes, según les corresponda:\n\na. Pagar al ICE, a la empresa de transmisión o a la empresa\ndistribuidora los costos incurridos por la realización de los estudios que\nocasionen la solicitud de conexión.\n\nb. Construir su instalación cumpliendo con las normas técnicas de\ndiseño, construcción, montaje y equipos según lo establezcan las normas que\npropongan el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las\nempresas distribuidoras o cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora\napruebe.\n\nc. Cumplir con las condiciones particulares para la conexión\nestablecidas en el \"Contrato de Conexión\", de previo a la firma del mismo.\n\nSe establecen a los abonados y usuarios de alta tensión y generadores\nlas obligaciones siguientes, según les corresponda:\n\nd. Cancelar los cargos, donde sea aplicable, asociados a la conexión,\nuso y servicios de la red de transporte y de distribución, según lo establezca\nla Autoridad Reguladora.\n\ne. Mantener su instalación conforme a las normas técnicas de diseño,\nconstrucción, montaje, puesta en servicio, según lo establezcan las normas que\npropongan el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las\nempresas distribuidoras o cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora\napruebe.\n\nf. Operar y mantener sus instalaciones y equipos conforme a los\nrequisitos técnicos establecidos en esta norma y de los que de ella se deriven.\nLa operación y el mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el ICE, la\nempresa de transmisión, la empresa distribuidora, el generador, el abonado o\nusuario, según se convenga en el contrato de conexión, pero en cualquier caso\nse hará con sujeción al plan de operación emitido por el ICE o la empresa\ndistribuidora y aprobado por el Operador del Sistema.\n\ng. Dar un apropiado mantenimiento a los equipos e instalaciones de la\nconexión de manera tal, que se disponga de la máxima disponibilidad de la\nconexión.\n\nh. Instalar, operar y mantener los equipos de protección, interrupción,\nmedición, telecomunicaciones, registrador de fallas, supervisión y control,\nsegún los requerimientos de la empresa de transmisión, de la empresa\ndistribuidora y del Operador del Sistema.\n\ni. Mantener el cumplimiento de las condiciones particulares para la\nconexión establecidas en el \"Contrato de Conexión\".\n\nj. Cancelar la energía que se consuma en el punto de conexión de acuerdo\ncon las tarifas establecidas por la Autoridad Reguladora para el nivel de\ntensión de la conexión y el nivel de consumo.\n\nk. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al\ncontrol, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad\nReguladora. Se exime de este pago a los generadores con una potencia inferior a\n1 MW .\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 33. Propiedad de los equipos de\nconexión. Si la conexión es\nviable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la\nempresa distribuidora no posee los recursos técnicos y financieros para ofrecer\nel punto de conexión, el interesado podrá ejecutar con sus propios recursos la\nconstrucción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos\nestablecidos por la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el\n\"Contrato de Conexión\" (Capítulo VII de esta norma), y conforme con lo indicado\nen el inciso c) del artículo 32 de esta norma. .\n\nCuando el punto de conexión requiera el seccionamiento de uno o más\ncircuitos del sistema de transmisión o de distribución, el ICE, la empresa de\ntransmisión o la empresa distribuidora, será responsable del diseño y la\nconstrucción de las nuevas líneas (variantes) y los correspondientes módulos de\nmaniobra en el punto de conexión, de acuerdo con lo establecido en esta norma o\nla normativa regional, cuando corresponda. La propiedad de las nuevas líneas y\nmódulos terminales (equipos de potencia, control, protecciones, medida,\nregistro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE, de la empresa de\ntransmisión o de la empresa distribuidora, independientemente que dichos\nmódulos se encuentren, o no, localizados en subestaciones de otro propietario,\nen cuyo caso el interesado deberá gestionar la servidumbre respectiva.\n\nEn el \"Contrato de Conexión\" se consignarán todas las obligaciones\neconómicas, técnicas y jurídicas que sean aplicables entre el interesado y el\nICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora en el sitio de\nconexión y se establecerán los límites de propiedad de los equipos y de los\npredios y sus permisos de uso, así como la forma para delimitarlos. La\npropiedad del punto de conexión, así como de las nuevas líneas y módulos\nterminales de conexión al SEN (equipos de potencia, control, protecciones,\nmedición, registro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE, de la empresa\nde transmisión o de la empresa distribuidora.\n\nLa propiedad de los equipos que permitan el acceso del interesado al punto\nde conexión ofrecido por el ICE, la empresa de transmisión o la empresa\ndistribuidora, puede ser del interesado o de la empresa respectiva. En este\núltimo caso, serán motivo de cargos por conexión, según establezca la Autoridad\nReguladora.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nCAPÍTULO VII.\n\nCONTRATO DE CONEXIÓN Y PUESTA EN SERVICIO DE LA CONEXIÓN.\n\n \n\nArtículo 34.\nContrato o convenio de conexión\n\nPara el acceso al\nSistema Eléctrico Nacional, el interesado deberá firmar un \"Contrato de Conexión\"\ncon el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora según\ncorresponda, en el cual se especificarán las condiciones técnicas, económicas,\nfinancieras y jurídicas que no podrán exceder lo dispuesto en la normativa\nvigente, bajo las cuales se regirá el diseño, adquisición, construcción, la\npuesta en servicio y operación de la conexión solicitada. El texto del contrato\no convenio de conexión, deberá ser revisado y avalado por el Operador del\nSistema en el plazo que se establezcan en los procedimientos y protocolos que\nse aprueben por parte de la Autoridad Reguladora, conforme a lo dispuesto en el\nartículo 45 de esta norma técnica.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 35. Aspectos contractuales.. El \"Contrato de Conexión\", tanto para\nconexiones nuevas como para existentes, deberá incluir al menos la información\nsiguiente:\n\na. Definición de la terminología utilizada y la forma como debe\ninterpretarse el contrato.\n\nb. Determinación del objeto y alcance del contrato, incluyendo las\nobligaciones que se impongan al Operador del Sistema, al ICE, a la empresa de\ntransmisión, a la empresa distribuidora o al interesado.\n\nc. Cita de la legislación que forma parte del contrato y rige en su\ninterpretación y alcance:\n\ni. Leyes 7593, 7200, 7508 y sus reformas, y reglamentos y leyes conexas\n\nii. Resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía,\nen las redes de transporte o de distribución, así como de los cargos por operación\ndel sistema correspondiente al Operador del Sistema emitidas por la Autoridad\nReguladora.\n\niii. Normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora.\n\niv. Normas técnicas propuestas por el Operador del Sistema o el ICE y\naprobadas por la Autoridad Reguladora\n\nv. Cronograma para el diseño, adquisición, construcción y puesta en\nservicio de la conexión.\n\nd. Cargos por conexión a la red de transmisión o de distribución fijados\npor la Autoridad Reguladora\n\ni. Determinación de los cargos a pagar por el interesado, forma de\nfacturación y pago.\n\nii. Frecuencia de revisión de los cargos.\n\niii. Información que el interesado debe suministrar al Operador del\nSistema, al ICE, empresa de transmisión o empresa distribuidora para que puedan\ncalcular los cargos correspondientes y ser aprobados por la Autoridad\nReguladora.\n\ne. Cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada\ndel SEN, fijados por la Autoridad Reguladora.\n\nf. Descripción de las obras y equipos que hacen parte de la conexión así\ncomo los límites físicos de la propiedad:\n\ni. Del inmueble.\n\nii. En los equipos de alta, media y baja\ntensión.\n\niii. En los circuitos de protecciones.\n\niv. En los circuitos de sincronización.\n\nv. En los circuitos de control.\n\nvi. En el equipo registrador cronológico de\neventos y registrador de fallas.\n\nvii. En telecomunicaciones y telecontrol.\n\nviii. En los circuitos de medida y telemedida.\n\nix. En el sistema contra incendio.\n\nx. Otros aspectos que sean necesarios\nespecificar.\n\ng. De la transferencia al ICE, a la empresa de transmisión o empresa\ndistribuidora de las líneas de derivación y del punto de conexión.\n\nh. Asignación de responsabilidad y las condiciones técnicas de la\noperación y mantenimiento, preventivo y correctivo, para coordinar su ejecución\nde tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o\nlíneas.\n\ni. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.\n\nj. Los servicios prestados entre las partes tales como:\n\ni. La operación.\n\nii. El mantenimiento.\n\niii. Las comunicaciones.\n\niv. Los servicios auxiliares.\n\nv. El suministro eléctrico para servicios propios.\n\nvi. Préstamo o arriendo de equipo\n\nvii. Servicios de supervisión, medición e información.\n\nk. Las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las\npartes.\n\nl. Especificación del plazo de vigencia y causales de finalización del\ncontrato.\n\nm. Las causales de modificaciones y cancelaciones del contrato.\n\nn. Pólizas de responsabilidad civil por los daños a consecuencia de\ndeficiencias o fallas operativas en instalaciones y equipos.\n\no. Requisitos técnicos solicitados por el Operador del Sistema.\n\np. Listado de anexos que contengan los documentos relacionados con el\ncontrato.\n\nq. Cualquier otro aspecto que regule los deberes y derechos de las\npartes\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 36. Procedimiento de la conexión El procedimiento de la conexión se inicia con\nla solicitud de la conexión y termina con la puesta en servicio de la conexión,\nmediando la suscripción del \"Contrato de Conexión\", como requisito\nindispensable para la puesta en operación de la conexión y la operación\ncomercial. La puesta en operación de la conexión deberá ser aprobado por el\nOperador del Sistema tras la verificación de los requisitos técnicos de ésta norma\ne indicados en el contrato de conexión.\n\nEl Operador del Sistema, en coordinación con el ICE, la empresa de\ntransmisión o la empresa distribuidora, es el responsable de establecer el\nprocedimiento para la solicitud, estudio, aprobación, construcción y puesta en\nservicio de las conexiones al SEN. Dicho procedimiento deberá remitirlo a la\nAutoridad Reguladora para su análisis y aprobación.\n\nPara los interesados en conectarse a la Red de Transmisión Regional, se\ndeberá cumplir con los trámites y requisitos tanto de carácter nacional como\nregional\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nCAPÍTULO VIII.\n\nTOPOLOGÍA Y REQUISITOS TÉCNICOS DE LAS CONEXIONES AL SEN.\n\n \n\nArtículo 37. Principio del desarrollo topológico del SEN.\n\nCon el fin de maximizar la calidad, continuidad, confiabilidad y seguridad\ndel suministro eléctrico, la configuración topológica del Sistema Eléctrico\nNacional debe desarrollarse de manera integral, ordenada y acorde con su propio\ncrecimiento, al aumento de la demanda de energía y potencia, a los requisitos\ntecnológicos de los usuarios y en armonía con el medio ambiente, de tal forma\nque se asegure su flexibilidad operativa y una estructura simple, pero\nadaptable a las condiciones actuales y futuras del país. En ese sentido debe\npotencializarse la configuración anillada de la red de transmisión y la\nredundancia de alimentación a los principales centros de carga, siempre y\ncuando, en este último caso, las obras cuenten con las justificaciones técnicas\ny económicas.\n\nArtículo 38. Requisitos técnicos de las conexiones.\n\nEn este apartado se presentan los requisitos técnicos generales que\ndeben cumplir todas las instalaciones y equipos del ICE, de las empresas de transmisión,\nde las empresas generadoras, de las empresas distribuidoras y de los abonados y\nusuarios en alta tensión, en las interconexiones al SEN. Los requisitos\ntécnicos particulares de la conexión de empresas generadoras y de empresas\ndistribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión se establecen en los\nartículos 39 y 42 respectivamente.\n\nA. Subestaciones.\n\nLa configuración de una nueva subestación o de la conexión a una\nsubestación existente, debe ser tal que, como mínimo permita efectuar el\nmantenimiento al equipo de interrupción de cualquier circuito de la\nsubestación, sin interrumpir la continuidad del flujo de energía para los\nusuarios y que permita la discriminación de propiedad entre el ICE, la empresa\nde transmisión, la empresa distribuidora y el usuario para efectos de operación\ny mantenimiento.\n\nLos interruptores de potencia, seccionadores, cuchillas de puesta a\ntierra, transformadores de potencia, transformadores de instrumento, reactores,\npararrayos, equipo de neutro, condensadores, trampas de onda, acoplamientos de\ntelecomunicaciones, protecciones, control análogo y digital y\ntelecomunicaciones, y los requerimientos de aislamiento externo y coordinación\nde aislamiento en el sitio de conexión usuario - ICE o empresa de transmisión o\nempresa distribuidora, deben cumplir con las normas aplicables, en el momento\nde su diseño.\n\n \n\na. Selección de la configuración.\n\nLa configuración de subestaciones debe seleccionarse asegurando que se\nmantenga la flexibilidad operativa, la seguridad, la confiabilidad y la\ndisponibilidad existente en el SEN; por tanto se debe cumplir con lo siguiente:\n\n \n\ni. No se permitirá la configuración de \"Barra Sencilla\" debido a su baja\nflexibilidad y confiabilidad en la red de transmisión nacional. La\nconfiguración de \"Barra Sencilla\", quedará supeditada, para el servicio a las\nempresas de distribución, a que se demuestre el respaldo de la carga en caso de\ncontingencia a través de la interconexión con otras subestaciones en\ncumplimiento del punto iv siguiente. Así mismo se podrá aceptar una\nconfiguración de barra sencilla cuando en ella converja una única línea de\ntransmisión con un único generador en su extremo.\n\nii. En subestaciones existentes con una configuración de barra sencilla,\ndebe incluirse seccionamiento de la barra si los estudios técnicos y económicos\nasí lo justifican. En barras a media tensión, pueden considerarse los aspectos\nde segmentación de usuarios y condiciones de calidad si los estudios técnicos y\neconómicos lo justifican.\n\niii. En subestaciones compartidas por el ICE, la empresa de transmisión\no la empresa de distribución y el usuario se debe dar preferencia a las\nconfiguraciones que faciliten los límites de propiedad y de responsabilidad en\noperación y mantenimiento.\n\niv. La configuración óptima de la subestación debe ser obtenida a partir\nde los estudios técnicos y económicos que demuestren la maximización de la\nconfiabilidad y calidad del servicio.\n\n \n\nb. Localización.\n\nSe debe seleccionar la mejor localización considerando, entre otros, los\naspectos siguientes:\n\ni. Disponibilidad de área.\n\nii. Futuras ampliaciones.\n\niii. Potencial de explotación energética de la zona.\n\niv. Accesos.\n\nv. Necesidad de construir variantes de línea.\n\nvi. Topografía y características geológicas.\n\nvii. Contaminación.\n\nviii. Aspectos ambientales.\n\nc. Línea de Transmisión para acometida al SEN.\n\nPor confiabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional no se\npermiten conexiones en \"T\" en la red de transmisión nacional.\n\nd. Calidad.\n\nSe debe garantizar y comprobar con estudios técnicos que el equipamiento\nconectado al SEN cumple con los requisitos por contenidos de armónicas\nestablecidos en el artículo 25 y con los de desbalance de fases y fluctuaciones\nde tensión.\n\ne. Tensión y frecuencia\n\nSe debe cumplir en el punto de conexión con las condiciones de tensión y\nfrecuencia establecidas en los artículos 6 y 5 de esta norma según corresponda.\n\nf. Sistema de puesta a tierra.\n\nLas conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta a tierra de\nconformidad con lo que establezca el ICE o la empresa distribuidora según\ncorresponda.\n\ng. Parpadeo de tensión. Las fluctuaciones de tensión en el punto de conexión, con una carga variable\ndirectamente conectada al sistema de transmisión, no deben exceder los valores recomendados por la\nnorma IEEEP 1453 \"IEEE Recommended Practice--Adoption of IEC 61000 4-15:2010, Electromagnetic\ncompatibility (EMC)--Testing and measurement techniques- Flickermeter--Functional and design\nspecifications\", en su versión más reciente. También debe considerarse en caso de excepción la\naplicación de las normas internacionales: IEC-1000-3-7 \"Electromagnetic compatibility (EMC). Limits\nAssessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems\", e IEC-868\n\"Flickermeter. Functional and design specifications\", en sus versiones más recientes.\n\nArtículo 39.\nRequisitos técnicos para la conexión de generadores al SEN\n\na. Equipo de\ninterrupción\n\nToda conexión entre\nun Generador y el SEN debe ser a través de interruptores de potencia, capaces\nde interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el punto de conexión.\nMediante los estudios indicados en el Capítulo III de esta norma, el ICE, la\nempresa de transmisión o la empresa distribuidora brindarán al usuario, en un\nplazo no mayor a 120 días naturales, contados \na partir del día siguiente a la formulación de la petitoria y como parte\ndel estudio de conexión (artículo 30), la información necesaria de valores de\ncorriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del\nsistema de transporte o de distribución en el punto de conexión.\n\nb. Equipo de\nprotección\n\nLas protecciones de\nlas unidades de generación y sus conexiones al sistema de transmisión deben\ncumplir con los requisitos que el ICE o la empresa de transmisión y el Operador\ndel Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN por\nfallas en los circuitos\n\npropiedad de los generadores.\n\nEl ICE o la empresa\nde transmisión y el Operador del Sistema brindarán al Generador los tiempos de\ndespeje de las protecciones primarias y de respaldo por fallas en los equipos\ndel Generador conectados directamente al sistema de transmisión y por fallas en\nlos equipos del ICE o de la empresa de transmisión conectados directamente al\nequipo del Generador, desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco\nen el interruptor de potencia. El Operador del Sistema especificará para las\nplantas de generación renovables no convencionales, mayores de 1 MW, los\nrequisitos mínimos requeridos para soportar huecos de tensión en la red de\ntransmisión sin la desconexión de éstos del SEN, con el fin de garantizar la\nseguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nA criterio del ICE y\ndel Operador del Sistema, el Generador debe proveer una protección de falla de\ninterruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores locales\no remotos, que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable después\nde detectada la condición de\n\nfalla de interruptor.\n\nAdicionalmente y\nsiempre a criterio del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del\nSistema, el Generador deberá proveer las protecciones que minimizan el impacto\nde fallas sobre el SEN siguientes:\n\ni. Protección por\ndeslizamiento de polos, la cual se exigirá según los requerimientos de\noperación del SEN.\n\nii. Protección de\nalta y baja frecuencia según los límites especificados en el plan de operación\ny el artículo 12 de esta norma.\n\nLos sistemas de\nprotección deberán contar con equipos de respaldo para garantizar la integridad\nde los esquemas de protección y deberán ser adecuadamente coordinados, según\nlos requerimientos del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del\nSistema y además instalados de común acuerdo con el ICE.\n\nDe igual forma, las\nprotecciones de las unidades de generación y sus conexiones al sistema de\ndistribución deben cumplir con los requisitos que la empresa distribuidora y el\nOperador del Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN\ny en la red de distribución por fallas en los circuitos de propiedad de los\ngeneradores.\n\nc. Equipo de\nmedición comercial\n\nEl Generador debe\nproveer la infraestructura y equipo necesario en el punto de conexión para\nllevar la información que se requiera de medición y registro de potencia, y de\ncalidad, para efectos tarifarios, de conformidad con lo establecido en la norma\ntécnica AR-NT-SUMEL \"Supervisión del uso, funcionamiento y control de medidores\neléctricos\" y con el Sistema de Medición Comercial Regional, según corresponda.\n\nd. Equipos de\ntelecomunicaciones\n\nPara asegurar el\ncorrecto control operativo entre el Generador y el Operador del Sistema, según\nse consigne en el Contrato de Conexión y a criterio del Operador del Sistema\nestablecidos en protocolos aprobados por la Autoridad Reguladora, se deben\nestablecer uno o varios de los siguientes servicios de telecomunicaciones:\n\ni. Servicio de\ntelefonía operativa.\n\nii. Teleprotección.\n\niii. Servicio de\ncomunicación de emergencia (estación base de la red móvil del ICE, red pública\nconmutable, telefonía celular) que dé respaldo en los casos de colapso de la\ntelefonía operativa.\n\niv. Servicio de\ntelefax\n\nAdemás de los\nanteriores servicios y siempre a criterio del Operador del Sistema y del ICE,\nse debe proveer la infraestructura en las comunicaciones para llevar la\ninformación desde el punto de conexión a la red de transmisión siguiente:\n\ni. Datos generados\npor el equipo de supervisión y control, según inciso f) de este artículo.\n\nii. Datos del equipo\nde registro de fallas, según inciso e) de este artículo.\n\niii. Datos del\nequipo de medición comercial, según inciso c) de este artículo.\n\ne. Equipo\nregistrador de fallas\n\nEl Generador debe\ndisponer de un sistema registrador de fallas que permita al Operador del\nSistema, supervisar el desempeño de los circuitos de conexión del Generador al\nSEN en el punto de conexión. Los requisitos técnicos del sistema registrador de\nfallas serán especificados por el Operador del Sistema en coordinación con el\nICE.\n\nf. Equipo de\nsupervisión y control\n\nEl Generador debe\ncontar con la infraestructura y equipo necesario para transmitir la información\nque se requiera para supervisión y control por parte del Operador del Sistema.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 40. Requisitos técnicos del generador.\n\nComo mínimo se establecen los requisitos siguientes:\n\n \n\na. Puesta a tierra del neutro.\n\nEl sistema de puesta a tierra del grupo turbina - generador y de los devanados\nde alta tensión del transformador de cada unidad se establecerá por el ICE o la\nempresa distribuidora, mediante los requisitos que establezca y apruebe la\nAutoridad Reguladora.\n\nb. Relés de frecuencia y tensión.\n\nLas unidades de generación deben contar con relés de frecuencia con\nrangos de operación que estén dentro de los límites estipulados en el\nplaneamiento operativo del SEN y en concordancia con lo indicado en los\nartículos 10 y 27.\n\nc. Ajustes de protecciones.\n\nEl ajuste de los relés del sistema de protección será coordinado (al\nmomento de la puesta en servicio de la conexión y a futuro) con referencia al\npunto de conexión, para asegurar la desconexión rápida y selectiva de los\nequipos involucrados en una falla. Para la coordinación con otras protecciones\nde la red se utilizarán, según corresponda, los otros tipos de relé (por\nejemplo de sobre corriente y sus tiempos, etc.). Los ajustes de protecciones\ndeben de garantizar la selectividad, seguridad y confiabilidad del Sistema\nEléctrico Nacional.\n\nEl Generador realizará los estudios de coordinación de protecciones y\nlos someterá a aprobación del ICE o la empresa distribuidora y del Operador del\nSistema. Estos ajustes no podrán ser modificados unilateralmente por el\nGenerador ni por el ICE, ni por la empresa de transmisión, ni por la empresa\ndistribuidora.\n\nArtículo 41.\nServicios auxiliares que el generador debe proveer\n\nTodos los\nGeneradores con unidades de generación superiores a 1 MW, a requerimiento del\nOperador del Sistema y bajo las condiciones que este establezca y apruebe la\nAutoridad Reguladora deben proveer:\n\ni. Control de\ntensión y de suministro de potencia reactiva.\n\nii. Control de\nfrecuencia.\n\niii. Estabilización\nde potencia.\n\niv. Capacidad de\narranque en condiciones de colapso total del SEN (arranque en negro)\n\nv. Potencia reactiva\nsuministrada por compensadores sincrónicos o estáticos.\n\nvi. Reserva rodante.\n\nvii. Reserva fría.\n\nLos precios y\ntarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad\nReguladora conforme a la Ley 7593.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nArtículo 42. Requisitos técnicos. Conexión de\nempresas distribuidoras y abonados de alta tensión al SEN\n\na. Equipo de interrupción\n\nToda conexión entre un abonado de alta tensión y una empresa\ndistribuidora y el SEN debe ser controlada por interruptores de potencia\ncapaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el punto de\nconexión. Mediante los estudios indicados en el Capítulo III de esta norma, el\nICE brindará a la empresa distribuidora y al abonado de alta tensión, los\nvalores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de\npotencia del sistema de transmisión, en puntos de conexión existentes y\nfuturos.\n\nb. Equipo y esquema de protección\n\nSi la conexión requiere la construcción de una nueva subestación para el\nseccionamiento de líneas del ICE o de la empresa de transmisión, los sistemas\nde protección a instalarse deben de ser compatibles técnicamente con los\nesquemas existentes en los extremos remotos de las líneas seccionadas. Los\nsistemas de protección a instalar por el abonado de alta tensión o por\n\nla empresa distribuidora, deberán ajustarse a los requerimientos del\nOperador del Sistema y del ICE.\n\nc. Equipo de telecomunicaciones\n\nSe aplica lo establecido en el artículo 39, inciso d.\n\nd. Equipo de medición\n\nLos requisitos técnicos del equipo de medición se ajustarán con lo\nestablecido en la norma técnica AR-NT-SUMEL, \"Supervisión del uso,\nfuncionamiento y control de medidores eléctricos\" y con lo establecido en la\nreglamentación regional.\n\ne. Equipo de registro de fallas\n\nAplica lo indicado en el artículo 39 inciso e).\n\nf. Equipo de supervisión y control\n\nAplica lo estipulado en el artículo 39 inciso f).\n\ng. Ajuste de protecciones\n\nLos ajustes de protecciones que inciden sobre el comportamiento de la\nred de transmisión deben hacerse de manera integrada por el Operador del\nSistema y el ICE o por la empresa de transmisión y ser comunicados a las\nempresas distribuidoras o abonados y abonados de alta tensión. Cuando fuere necesario,\nlos ajustes de las protecciones se deben coordinar con referencia al punto de\nconexión para asegurar la desconexión rápida y selectiva del equipo en falla.\nEl Operador del Sistema las empresas trasmisoras, los abonados de alta tensión\ny las empresas distribuidoras, deberán acordar los medios y la periodicidad y\nel intercambio de información necesaria para la elaboración de los estudios de\ncoordinación de protecciones, mediante los procedimientos que el Operador del\nSistema establezca y apruebe la Autoridad Reguladora.\n\nh. Trabajos en el equipo de protección\n\nNingún sistema de protección (excepto aquellos con disparo asociado a\nequipo propio de los abonados de alta tensión o de las empresas distribuidoras)\npuede ser intervenido o alterados por el personal de éstas, sin la anuencia de\nlas empresas transmisoras y del Operador del Sistema.\n\ni. Puesta a tierra del neutro\n\nEl abonado de alta tensión o la empresa distribuidora, implementarán los\nsistemas de puesta a tierra de sus instalaciones de conformidad con los\nlineamientos que establezca el ICE.\n\nj. Relés de frecuencia\n\nCada abonado de alta tensión o empresa distribuidora, debe disponer la\ninfraestructura y equipo necesario para la desconexión automática de carga por\nbaja frecuencia de conformidad con lo indicado en el artículo 11.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nCAPÍTULO IX.\n\nRESPONSABILIDADES.\n\n \n\nArtículo 43. Calidad de la operación del SEN.\n\nEs responsabilidad del Operador del Sistema, en coordinación con el Ente\nOperador Regional (EOR), mantener la calidad del SEN en términos de la frecuencia,\ny la tensión dentro de los límites establecidos en esta norma.\n\nEl ICE, las empresas transmisoras y distribuidoras así como los abonados\no los usuarios en alta tensión son responsables de mantener la calidad en la\nforma de onda y el desbalance de tensión conformidad con lo estipulado en esta\nnorma.\n\nArtículo 44. Disponibilidad, continuidad y seguridad. La disponibilidad,\ncontinuidad y seguridad del SEN, en aras de mantener su operación óptima,\nasegurar la selectividad de los sistemas de protección y la seguridad en la\nejecución correcta de las maniobras ordenadas por el Operador del Sistema, son\nresponsabilidad de los generadores, de las transmisoras, de las distribuidoras\ny de los abonados o de los usuarios en alta tensión.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\n         Artículo 45. Protocolos y\nprocedimientos:\n\nEl Operador del\nSistema en coordinación con el ICE, las empresas de transmisión, los\ngeneradores y las empresas distribuidoras, debe en el plazo de un año, a partir\nde la puesta en vigencia de esta norma, proponer y mantener actualizados los\nprotocolos y procedimientos establecidos en esta norma y los que consideren\nnecesarios para equipar, desarrollar y operar al SEN dentro de los parámetros\nde calidad, seguridad y desempeño establecidos en esta norma y en la\nreglamentación regional, y someterlos a aprobación por parte de la Autoridad\nReguladora:\n\nLos protocolos y\nprocedimientos deberán revisarse cuando las circunstancias lo ameriten. Los\ncambios deberán ser aprobados por la Autoridad Reguladora, de conformidad con\nlos procedimientos que esta establezca.\n\n(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del\n2015)\n\nCAPÍTULO X.\n\nDESEMPEÑO DE LA RED DE TRANSMISIÓN NACIONAL.\n\n \n\nArtículo 46. Eventos. Identificación, registro y conteo.\n\nEs responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE y\nde toda empresa de transmisión establecer y mantener un sistema para\nidentificar, registrar y contar todos los eventos asociados con la\ndisponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa de su red\nde transmisión incluyendo la(s) causa(s) que dieron origen a los mismos.\n\nArtículo 47. Integración de los sistemas de identificación y registro.\n\nEs responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con las\nempresas de transmisión establecer y mantener un sistema informático que integre\nla información sobre la identificación, registro y conteo de todos los eventos\nasociados con la disponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad\noperativa de la red de transmisión nacional. Para ello toda empresa de\ntransmisión o que posea instalación que cumpla con la función de transmisión,\nestá en la obligación de brindar al Operador del Sistema la información\nnecesaria conforme a los procedimientos que éste establezca y la Autoridad\nReguladora apruebe.\n\nArtículo 48. Naturaleza de los eventos.\n\nPara identificar los eventos asociados a la red de transmisión nacional\nse considerará lo siguiente:\n\n \n\na. Eventos propios: Asociados a la operatividad propia del componente\nde la red de transmisión.\n\nb. Eventos indirectos: Los producidos en un componente de la red de\ntransmisión, como consecuencia de un fallo operativo de otro componente de la\nred de transmisión o distribución, en forma particular, o a consecuencia de la\noperatividad de la red de transmisión en su conjunto.\n\nc. Eventos programados: Los planificados por la empresa eléctrica por\nactividades de\n\nmantenimiento preventivo, correctivo o por actividades de construcción o\nmejoramiento de la red de transmisión.\n\nd. Eventos forzados: Los no previstos debidos a fallas o razones de\nseguridad operativa sin considerar.\n\nArtículo 49. Clasificación de las indisponibilidades.\n\nLas indisponibilidades se clasificarán así:\n\na) Por su duración.\n\nEn función de la duración de las indisponibilidades, éstas se clasifican\ncomo se muestra en la Tabla N° 4:\n\n \n\nTabla N° 4\n\nClasificación de las indisponibilidades por su duración\n\n \n\n| Tipo de Indisponibilidad | Duración |\n| --- | --- |\n| Temporal | Inferior o igual a diez minutos |\n| Prolongadas | Superior a diez minutos |\n\n \n\nb) Por su origen\n\nDe acuerdo con el origen de las indisponibilidades, éstas se clasifican\ncomo se muestra en la Tabla N° 5:\n\n \n\nTabla N° 5\n\nClasificación de las indisponibilidades por su origen\n\n \n\n| Tipo de Indisponibilidad | | Origen | | --- | --- | --- | | Indirectas | Forzadas | Por falla de\nun componente ajeno a la línea de transmisión o por restricción operativa. | | Programadas | Eventos\nprogramados ajenos a la línea de transmisión. | | | Propias | Forzadas | Por falla o restricción\noperativa de la línea de transmisión. | | Programadas | Por eventos programados propios de la línea\nde transmisión | |\n\n \n\nSerán \"indisponibilidades indirectas\" aquellas que se den como\nconsecuencia de eventos indirectos y serán \"indisponibilidades propias\"\naquellas que se den en el propio elemento de la red de transmisión.\n\nLos periodos de tiempo en los cuales uno o varios elementos de la red de\ntransmisión estén fuera de servicio por mejoras provenientes de la\nplanificación a largo plazo no serán considerados para el cálculo de\nindisponibilidades.\n\nArtículo 50. Caso fortuito y fuerza mayor.\n\nPara el registro y cómputo de los indicadores de disponibilidad,\ncargabilidad y régimen de falla se excluirán los eventos suscitados por caso fortuito\ny fuerza mayor, que afecten de forma directa al elemento evaluado (línea de\ntransmisión, subestación o equipo de transformación, etc.).\n\nArtículo 51. Semestres operativos.\n\nPara la clasificación y determinación de los diferentes indicadores, se\nestablecen los semestres operativos siguientes:\n\n \n\na. Semestre 1: Comprendido del 1° de enero al 30 de junio, con una\nduración de 4 344 horas en año no bisiesto y 4 368 en año bisiesto.\n\nb. Semestre 2: Comprendido del 1° de julio al 31 de diciembre, con\nuna duración de 4 416 horas en año bisiesto y no bisiesto.\n\nArtículo 52. Indicadores de disponibilidad.\n\nLos indicadores de disponibilidad tienen como objeto evaluar, desde el\npunto de vista temporal, la utilización eficiente de la red de transmisión nacional.\nPara su determinación se tomaran todas las indisponibilidades prolongadas, sean\npropias o indirectas, forzadas o programadas, según corresponda, y son los\nestipulados en los artículos del 53 al 59.\n\nArtículo 53. Disponibilidad de línea.\n\nEl indicador mide el porcentaje semestral de la disponibilidad total de\nla línea de transmisión y se define como:\n\n \n\nEn donde:\n\nHD = Número de horas semestrales disponibles de la línea de transmisión.\n\nHS = Número de horas del semestre según corresponda.\n\nArtículo 54. Disponibilidad global de líneas de transmisión nacional.\n\nEl indicador muestra la disponibilidad global de las líneas de\ntransmisión y se define como:\n\nEn donde:\n\nEXTLTi  Extensión de la línea de transmisión i en Km\n\n=\n\nHDi  Número de horas disponible de la línea de\ntransmisión.\n\n=\n\nHS  Número de horas disponible del semestre según\ncorresponda.\n\n=\n\n \n\nN Número de líneas\nde transmisión que conforman la red de transmisión nacional\n\n=\n\nArtículo 55. Porcentaje de indisponibilidad forzada de una línea de\ntransmisión.\n\nEl indicador muestra el porcentaje de horas semestrales en que una línea\nde transmisión estuvo indisponible por eventos forzados, sean estos propios o\nindirectos y se define como:\n\nEn donde:\n\nHIDLF Total de horas\nsemestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos forzados, propios o\nindirectos.\n\n=\n\nHS  Números de horas del  semestre según corresponda.\n\n=\n\nArtículo 56. Indisponibilidad propia de una línea de transmisión.\n\nEl indicador muestra el porcentaje de horas que una línea de transmisión\nestuvo indisponible debido a eventos propios, sean estos forzados o\nprogramados, y está definido por:\n\nEn donde:\n\nHIDLP Total de horas\nsemestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos propios, sean estos\nforzados o programados.\n\n=\n\nHS Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\n=\n\nArtículo 57. Porcentaje de indisponibilidad indirecta de una línea de\ntransmisión.\n\nEste indicador expresa el porcentaje de horas semestrales en que una\nlínea de transmisión estuvo indisponible a consecuencia de eventos indirectos,\nsean programados o forzados, y está definido por:\n\nEn donde:\n\nHIDLI Total de horas\nsemestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos\n\nindirectos, sean\nestos forzados o programados.\n\n=\n\nHS Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\n=\n\nArtículo 58. Frecuencia de indisponibilidad.\n\nEste indicador mide la frecuencia semestral con que se dan\nindisponibilidades en una línea de transmisión, sean forzadas o programadas,\npropias o indirectas.\n\nFRIDI\n\n \n\nEn donde:\n\nFRIDI Número total de\nindisponibilidades semestrales de una línea de transmisión.\n\n \n\n=\n\nArtículo 59. Frecuencia de indisponibilidad forzada.\n\nMide la frecuencia con que una línea de transmisión está indisponible\npor salidas forzadas, sean propias o indirectas.\n\nFRIDF\n\n \n\nEn donde:\n\nFRIDIF Número total de\nindisponibilidades forzadas semestrales de una línea de transmisión.\n\n \n\n=\n\nArtículo 60. Indicadores de cargabilidad.\n\nLos indicadores de cargabilidad miden el desempeño en la utilización de\nla capacidad de transporte del sistema de transmisión nacional y además brindan\ninformación relacionada con su planificación integral y son los estipulados en\nlos artículos 61 al 69.\n\nArtículo 61. Energía máxima transportable de una línea de transmisión.\n\nLa energía máxima transportable semestralmente de una línea de\ntransmisión corresponde al 85 % de su capacidad térmica nominal, por el total\nde horas del semestre, y está definido por:\n\n \n\nEMAXTR 0,85*CTNL*HS\n(MVA-Horas)\n\nEn donde:\n\nCTNL Capacidad\ntérmica nominal de la línea de transmisión en MVA.\n\n=\n\nHS Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\n \n\n=\n\nPara efectos de este cálculo, se tomará como capacidad térmica nominal,\nla potencia máxima que produzca una dilatación tal que no se supere los claros\nmínimos permitidos para la línea de transmisión.\n\nArtículo 62. Factor de carga de una línea de transmisión.\n\nEste indicador refleja la utilización de una línea de transmisión en\nrelación con su capacidad máxima de transporte de energía y se define por:\n\nEn donde:\n\nESGE Energía semestral\ntransportada por la línea de transmisión.\n\n \n\n=\n\nEMAXTR Energía\nsemestral máxima transportable.\n\n \n\n=\n\nArtículo 63. Porcentaje de restricción por seguridad operativa.\n\nEste indicador mide el porcentaje relativo de la energía no trasegada\npor una línea de transmisión, ante restricciones por seguridad operativa, con respecto\na la energía máxima transportable y la energía semestral transportada. Se\ndefine como:\n\nEn donde:\n\nEGRESTOP Energía\ntrasportada semestralmente por una línea de transmisión operando en condiciones\nrestrictivas por seguridad operativa.\n\n \n\n=\n\nEMAXTR Energía\nsemestral máxima transportable por la línea de transmisión.\n\n \n\n=\n\nESGE Energía\nsemestral transportada por la línea de transmisión.\n\n \n\n=\n\nArtículo 64. Energía máxima transformable de una subestación.\n\nLa energía máxima transformable semestral de una subestación corresponde\nal 120 % de la sumatoria de las capacidades térmicas nominales de los transformadores\nde la subestación, menos la capacidad térmica nominal del transformador de\nmayor capacidad, por el total de horas del semestre, y está definido por:\n\nEn donde:\n\nCTi Capacidad\ntérmica nominal del transformador i, en MVA.\n\n \n\n=\n\nCTM Capacidad térmica\nnominal del transformador de mayor capacidad de la subestación, en MVA.\n\n \n\n=\n\nHS Número de horas\ndel semestre correspondiente.\n\n \n\n=\n\nN Número de\ntransformadores de potencia que conforman la subestación.\n\n \n\n=\n\nPara el cálculo de este índice se tomará en cuenta la capacidad de\ntransformación para efectos de transporte de energía, sin considerar la\ntransformación asociada a la actividad de distribución, salvo que a través de\nun circuito de distribución se esté inyectando generación.\n\nArtículo 65. Factor de carga de una subestación.\n\nEste indicador refleja la utilización de una subestación con respecto a\nsu capacidad máxima de transporte de energía y se define por:\n\nEn donde:\n\nESTR Energía\nsemestral transportada por la subestación.\n\n \n\n=\n\nEMAXSUB Energía\nsemestral máxima transportable por la subestación.\n\n \n\n=\n\nArtículo 66. Factor de utilización de una subestación.\n\nRefleja la utilización de una subestación con respecto a su potencia\nmáxima transportable y se define por:\n\nEn donde:\n\nDEMAXSUB Demanda máxima\nsemestral exigida a la subestación, en un periodo de integración de 10 minutos.\n\n \n\n=\n\nCAPMAXSUB Capacidad\nmáxima de la subestación, es igual al 85 % de la sumatoria de las capacidades\ntérmicas nominales de los transformadores menos la capacidad térmica nominal\ndel transformador de mayor capacidad.\n\n \n\n=\n\nEn donde:\n\nCTi Capacidad\ntérmica nominal del transformador i, en MVA.\n\n \n\n=\n\nCTM Capacidad\ntérmica nominal del transformador de mayor capacidad de la subestación, en MVA.\n\n \n\n=\n\nN Número de\ntransformadores de potencia de la subestación.\n\n \n\n=\n\nArtículo 67. Factor de utilización de una línea de transmisión. Refleja la\nutilización de una línea de transmisión con respecto a su potencia máxima\ntransportable y se define por:\n\nEn donde:\n\nDEMAXILT Demanda máxima\nsemestral registrada exigida a la línea de transmisión en un período de\nintegración de 10 minutos.\n\n \n\n=\n\nCTNL Capacidad\ntérmica nominal de la línea de transmisión en MVA.\n\n \n\n=\n\nArtículo 68. Tasa de operación en condición restrictiva.\n\nEl indicador muestra la cantidad de veces en un semestre en que la línea\nde transmisión operó en condición restrictiva, sea por eventos forzados propios\no impropios y se define por:\n\n \n\nTOPREST\n\nEn donde:\n\nTOPREST Cantidad de\nocasiones durante el semestre en que una línea trabajó en condición\nrestrictiva.\n\n \n\n=\n\nArtículo 69. Duración promedio de la operación restrictiva.\n\nEste indicador muestra la duración promedio en que una línea de\ntransmisión opera en condición restrictiva y se define por:\n\nEn donde:\n\nDOPRESTLi Duración en\nminutos de operación restrictiva de la línea de transmisión\n\n \n\n= i.\n\n \n\nNOP Número de\noperaciones restrictivas en el semestre evaluado.\n\n \n\n=\n\nN Número de líneas\nde transmisión que conforman la red de transmisión nacional.\n\n \n\n=\n\nArtículo 70. Indicadores de falla.\n\nEstos indicadores muestran la cantidad de fallas que se dan en una línea\nde transmisión o en los diferentes elementos de una subestación. Para su\ndeterminación se considerarán las fallas que causen indisponibilidades prolongadas\ny son los estipulados en los artículos 71 al 76.\n\nArtículo 71. Tasa de falla propia de la red transmisión.\n\nEl indicador muestra la cantidad de fallas propias semestrales por cada\n100 km de línea y se define por:\n\nEn donde:\n\nNFLTPi Número de fallas\nsemestrales de la línea de transmisión i, por evento propio.\n\n \n\n=\n\nEXTLTi Extensión de\nla línea de transmisión i en Km.\n\n \n\n=\n\nN Número de líneas\nde transmisión que conforman la red de transmisión nacional.\n\n \n\n=\n\nArtículo 72. Tasa de falla indirecta de la red de transmisión.\n\nEl indicador refleja la cantidad de fallas indirectas semestrales por\ncada 100 km de línea y se define por:\n\nEn donde:\n\nNFLTi Número de fallas\nsemestrales de la línea de transmisión i, por eventos indirectos.\n\n \n\n=\n\nEXTLTi Extensión de\nla línea de transmisión i en Km.\n\n \n\n=\n\nN Número de líneas\nde transmisión que conforman la red de transmisión nacional.\n\n \n\n=\n\nArtículo 73. Tasa de falla de transformador de potencia.\n\nEl indicador muestra la potencia de falla semestral por cada 100 MVA de\ncapacidad instalada y se define por:\n\nEn donde:\n\nPFTPi Potencia de falla\n(interrumpida) en el transformador de potencia i, en MVA.\n\n \n\n=\n\nCTi Capacidad\ntérmica nominal del transformador i, en MVA.\n\n \n\n=\n\nN Número de\ntransformadores de potencia que conforman la red de transmisión nacional.\n\n \n\n=\n\nArtículo 74. Duración promedio de las fallas en las líneas de\ntransmisión.\n\nEste indicador muestra la duración promedio de las fallas, durante un\nsemestre, de las líneas de transmisión y se define por:\n\nEn donde:\n\nDFLTi,j Duración en minutos\nde la falla i, en la línea de transmisión j.\n\n \n\n=\n\nK Número de fallas\ntotales en el semestre evaluado.\n\n \n\n=\n\nN Número de líneas\nde transmisión que conforman la red de transmisión nacional.\n\n \n\n=\n\nArtículo 75. Duración promedio de las fallas en equipos de\ntransformación.\n\nEl indicador muestra la duración promedio de las fallas, en un semestre,\nde los transformadores que conforman la red de transmisión nacional y se define\npor:\n\nEn donde:\n\nDFTi,j Duración en\nminutos de la falla i, en el equipo de transformación j.\n\n \n\n=\n\nN Número de fallas\ntotales en el semestre evaluado.\n\n \n\n=\n\nT = Número de\ntransformadores que conforman la red de transmisión nacional.\n\nArtículo 76. Rangos permisibles.\n\nLos indicadores de disponibilidad, cargabilidad y de falla deberán\nencontrarse dentro de los rangos permisibles que para los efectos establezca en\nsu oportunidad la Autoridad Reguladora, previa audiencia pública de conformidad\ncon lo indicado en los artículos 25 y 36 inciso c) de la Ley 7593.\n\nCAPÍTULO XI.\n\nDESEMPEÑO DEL PARQUE DE GENERACIÓN NACIONAL.\n\n \n\nArtículo 77. Eventos. Identificación, registro y conteo.\n\nEs responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE y\nde toda empresa generadora, establecer y mantener un sistema para identificar,\nregistrar y contar todos los eventos asociados con los estados operativos,\ndisponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa de sus\nplantas generadoras con una capacidad igual o mayor que 5 MW.\n\nArtículo 78. Sistema integral de registro y conteo\n\nEs responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE,\nlas empresas de distribución con generación propia y las empresas generadoras\nestablecer y mantener un sistema de información que integre los datos sobre la\nidentificación, registro y contabilidad de todos los eventos asociados con los\nestados operativos, predespacho diario, disponibilidad, programas de\nmantenimiento, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa del parque\nde generación nacional. Para ello, el ICE, las empresas generadoras al amparo\nde las Leyes 7200, 7508 y 8345, y las empresas distribuidoras con generación\npropia, están en la obligación de brindar al Operador del Sistema la\ninformación necesaria, de sus plantas de generación con una capacidad instalada\nigual o superior que 5 MW, conforme con los procedimientos que éste establezca\ny la Autoridad Reguladora apruebe, en un lapso no mayor a seis meses después de\nla entrada en vigencia de este norma técnica.\n\nPara lo anterior, los generadores deberán instalar, en sus plantas de\ngeneración, un enlace de telecontrol con el sistema SCADA/EMS del Operador del\nSistema para transmitir datos en tiempo real. Las empresas con varias centrales\nde generación, podrán centralizar y canalizar remotamente la información de\ntodas sus plantas por medio de su propio Centro de Control desde el cual la\ntransmitirán hacia el Operador del Sistema, siempre y cuando exista\ncompatibilidad delos protocolos de comunicación y el Operador del Sistema\nacepte este tipo de implementación.\n\nEl enlace de telecontrol deberá cumplir con los requisitos que\nestablezca el Operador del Sistema en coordinación con el ICE de conformidad\ncon lo establecido en el artículo 39, incisos d y f.\n\nArtículo 79. Naturaleza de los eventos.\n\nPara identificar los eventos asociados al parque de generación nacional\nse considerará lo siguiente:\n\n \n\na. Eventos propios: Asociados a la operatividad propia de la planta o\nunidad de generación.\n\nb. Eventos indirectos: Los producidos en una planta o unidad de\ngeneración, como consecuencia\n\nde una falla operativa de otro componente del Sistema Eléctrico Nacional\n(planta de generación, red de transmisión o red de distribución), en forma\nparticular, o como consecuencia de la operatividad del Sistema Eléctrico\nNacional en su conjunto.\n\nc. Eventos programados: Los planificados por la empresa generadora por\nactividades de mantenimiento preventivo, correctivo o por actividades de\nconstrucción o mejoramiento de la planta o unidad de generación, cumpliendo con\nlos plazos establecidos por el Operador del Sistema para solicitar\nindisponibilidades programadas.\n\nd. Eventos forzados: Los no previstos debido a fallas, razones de\nseguridad operativa no consideradas previamente y a mantenimientos programados\nno finalizados a tiempo.\n\nArtículo 80. Clasificación de las indisponibilidades.\n\nLas indisponibilidades se clasificarán de la siguiente manera:\n\na) Por su duración\n\nDe acuerdo con su duración, las indisponibilidades se clasifican como se\nmuestra en la tabla N° 6:\n\nb) Por su origen\n\nDe acuerdo con su origen, las indisponibilidades se clasifican como se\nmuestra en la tabla N° 7:\n\n \n\nTabla N° 6\n\nClasificación de las indisponibilidades por su duración\n\n \n\n| Tipo de Indisponibilidad | Duración |\n| --- | --- |\n| Temporal | Inferior o igual a treinta minutos |\n| Prolongadas | Superior a treinta minutos |\n\n \n\nTabla N° 7\n\nClasificación de las indisponibilidades por su origen\n\n \n\n| Tipo de Indisponibilidad | | Origen |\n| --- | --- | --- |\n| Indirectas | Forzadas | Por falla de un componente ajeno a la unidad o planta de generación. |\n| Programadas | Eventos programados ajenos a la unidad o planta de generación. | |\n| Propias | Forzadas | Por falla o restricción operativa de la unidad o planta de generación. |\n| Programadas | Por eventos programados propios de la unidad o planta de generación. | |\n\n \n\nSerán \"indisponibilidades indirectas\" aquellas que se den como\nconsecuencia de eventos indirectos y serán \"indisponibilidades propias\"\naquellas que se den en la propia unidad o planta de generación.\n\nArtículo 81. Estados operativos de una planta de generación.\n\nDe acuerdo con sus condiciones de operación, una central de generación o\nunidad de generación puede estar en alguno de los estados indicados en la Tabla\nN° 8.\n\n \n\nTabla N°8\n\nEstados de las plantas de generación\n\n \n\n| Estado | Condición | Situación |\n| --- | --- | --- |\n| Disponible | Operativa | Operación Normal |\n| Con restricción | | |\n| Reserva | Reserva Fría | |\n| Indisponible | Indisponibilidad programada | Mantenimiento preventivo |\n| Indisponibilidad no programada | Salida Forzada | |\n| Mantenimiento Correctivo | | |\n\nArtículo 82. Semestres operativos\n\nPara la clasificación y determinación de los diferentes indicadores, se\nestablecen los siguientes semestres operativos:\n\na. Semestre 1: Comprendido del 1° de enero al 30 de junio, con una\nduración de 4344 horas en año no bisiesto y de 4368 horas en año bisiesto.\n\nb. Semestre 2: Comprendido del 1°\nde julio al 31 de diciembre, con una duración de 4416 horas en año bisiesto y\nno bisiesto.\n\nArtículo 83. Indicadores de disponibilidad.\n\nLos indicadores de disponibilidad tienen como objeto evaluar, desde el\npunto de vista temporal, la utilización eficiente del parque de generación\nnacional. Para su determinación se considerarán todas las indisponibilidades\nprolongadas, sean propias o indirectas, forzadas o programadas, según\ncorresponda.\n\nArtículo 84. Disponibilidad global de una planta de generación.\n\nMuestra la disponibilidad global de una planta de generación en un\nsemestre y se define como:\n\nEn donde:\n\nHDUGi = Número de\nhoras semestrales disponible de la unidad de generación i.\n\nHS = Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 85. Indisponibilidad forzada global de una planta de\ngeneración.\n\nSeñala la indisponibilidad forzada global de una planta de generación en\nun semestre debido a eventos forzados, sean estos propios o indirectos y se\ndefine como:\n\nEn donde:\n\nHINDFUGi= Total de\nhoras semestrales en que la unidad de generación i estuvo\n\nindisponible por\neventos forzados, propios o indirectos.\n\nHS....\n\n=\n\nNúmero de horas del\nsemestre según corresponda.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 86. Indisponibilidad propia-forzada global de una planta de\ngeneración.\n\nIndica la indisponibilidad global semestral de una planta de generación\ndebido a eventos propiosforzados y está definido por:\n\nEn donde:\n\nHINDPFUGi= Total de horas\nsemestrales en que la unidad de generación i estuvo\n\nindisponible por\neventos propios-forzados.\n\nHS = Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 87. Indisponibilidad propia-programada global de una planta de\ngeneración.\n\nMuestra la indisponibilidad global semestral de una planta de generación\ndebido a eventos propiosprogramados y está definido por:\n\nEn donde:\n\nHINDPPRUGi= Total de\nhoras semestrales en que la unidad de generación i estuvo\n\nindisponible por\neventos propios-programados.\n\nHS = Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 88. Indisponibilidad indirecta forzada de una planta de\ngeneración.\n\nExpresa la indisponibilidad forzada de una planta de generación debido a\neventos indirectos y está definido por:\n\nEn donde:\n\nHINDIFUGi= Total de horas\nsemestrales en que la unidad de generación i estuvo\n\nindisponible por\neventos indirectos forzados.\n\nHS Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\n \n\n=\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 89. Disponibilidad de potencia global de una planta de\ngeneración.\n\nMuestra la potencia global disponible semestral con respecto a la\npotencia nominal de una planta de generación y se define por.\n\nEn donde:\n\nHDUGi= Total de horas\nsemestrales en que la unidad de generación i estuvo disponible.\n\nHS = Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\nPNUGi= Potencia\nnominal de la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 90. Porcentaje de horas semestrales en mantenimiento de una\nplanta de generación\n\nIndica el porcentaje de horas promedio en que estuvieron en\nmantenimiento las unidades de una planta de generación:\n\nEn donde:\n\nHNDUGi= Horas semestrales\nno disponible de la unidad de generación i\n\nHS Horas del\nsemestre que corresponda\n\n \n\n=\n\nN Número de unidades\nde generación de la planta\n\n \n\n=\n\nArtículo 91. Porcentaje de cumplimiento de mantenimientos programados.\n\nExpresa el grado de cumplimiento semestral de los programas de\nmantenimiento programados y se define por:\n\nEn donde:\n\nPMCUGi= Programa de mantenimiento\nprogramado cumplido, en tiempo y plazo, en\n\nla unidad de\ngeneración i.\n\nPMPUGi= Programa de\nmantenimiento programado de la unidad de generación i.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 92. Porcentaje de cumplimiento de tiempo de mantenimiento por\nplanta.\n\nMuestra el cumplimiento temporal de los programas de mantenimiento\nprogramados y se define por:\n\nEn donde:\n\nHMPUGi= Horas de\nmantenimiento semestral programado de la unidad de\n\ngeneración i.\n\nHMEUGi= Horas de\nmantenimiento semestral efectivas realizadas en la unidad de\n\ngeneración i.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 93. Porcentaje promedio de cumplimiento de tiempo de mantenimiento por\nplanta.\n\nMuestra el cumplimiento promedio temporal de los programas de\nmantenimiento programados y se define por:\n\nEn donde:\n\nHMPUGi= Horas de mantenimiento\nsemestral programado de la unidad de generación i.\n\nHMEUGi= Horas de\nmantenimiento semestral efectivas realizadas en la unidad de generación i.\n\nNUM =Número de\nunidades en mantenimiento\n\n \n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 94. Factor de utilización de una planta de generación.\n\nExpresa el porcentaje promedio de horas semestrales en que estuvieron en\nservicio las unidades de una planta de generación\n\nEn donde:\n\nHMUGi= Horas semestrales\nque estuvo en mantenimiento la unidad de generación i\n\nHS = horas del\nsemestre que corresponda\n\nN= número de\nunidades de generación de la planta\n\nArtículo 95. Porcentaje promedio de operación restrictiva de una planta\nde generación.\n\nEste indicador muestra el porcentaje de horas semestrales que en\npromedio estuvieron las unidades operando en condición restrictiva\n\nEn donde:\n\nHPRUGi = Horas semestrales\nque estuvo con la potencia restringida la unidad de generación i\n\nHS = Horas del\nsemestre que corresponda\n\nN = Número de\nunidades de generación de la planta\n\nArtículo 96. Indicadores de cargabilidad.\n\nLos indicadores de cargabilidad miden el desempeño en la utilización de\nla capacidad de producción del parque de generación y son los estipulados en\nlos artículos 97 al 110.\n\nArtículo 97. Potencia nominal de una planta de generación.\n\nLa Potencia nominal de una planta de generación es la suma de las\npotencias nominales que cada unidad generadora puede suministrar y se define\npor:\n\nEn donde:\n\nPNUGi= Potencia nominal\nde la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 98. Proyecciones de potencia y energía estimadas y contratadas.\n\nEn los meses de enero y julio de cada año, las empresas de generación\ndeberán remitir a la Autoridad Reguladora y al Operador del Sistema, sus proyecciones\nde potencia máxima, potencia y energía media estimada y contratada (en el caso\nde contratos de compra-venta entre generadores privados y las empresas) de sus\ncentrales de generación, para cada mes del semestre inmediato siguiente según\ncorresponda.\n\nArtículo 99. Potencia máxima de una planta.\n\nLa potencia máxima de una planta de generación (PTMXPG) corresponderá a\nsu potencia nominal (PNPG).\n\nArtículo 100. Potencia media estimada. La potencia media\nestimada de una central de generación corresponde a la potencia que las empresas\neléctricas (ICE, CNFL, JASEC, ESPH y Cooperativas de Electrificación Rural) con\nbase en criterios estadísticos de la disponibilidad del recurso\nenergético primario, estiman mantener en promedio (con base a la energía\nestimada), en sus centrales de generación, durante el semestre siguiente\ny se define por:\n\nEn donde:\n\nPMEUGi= Potencia media\nestimada de la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 101. Energía máxima estimada.\n\nLa energía máxima estimada de una central de generación corresponde a la\npotencia media estimada por las horas semestrales y se define por:\n\nEn donde:\n\nPMEUGi= Potencia media\nestimada de la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nHS = Número de horas\nsemestrales.\n\nArtículo 102. Potencia máxima contratada.\n\nLa potencia máxima contratada de una central de generación corresponde a\nla potencia máxima especificada en los contratos suscritos entre los\ngeneradores privados y las empresas eléctricas y se define por:\n\nEn donde:\n\nPCUGi = Potencia\nmáxima contratada de la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 103. Energía máxima contratada.\n\nLa energía máxima contratada de una planta de generación corresponde a\nla potencia máxima contratada por las horas semestrales y se define por:\n\nEn donde:\n\nPCUGi = Potencia máxima\ncontratada de la unidad de generación i en MW.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nHS = Número de horas\nsemestrales.\n\nArtículo 104. Energía máxima generable de una planta de generación.\n\nLa energía máxima semestral generable de una planta de generación\ncorresponde a la potencia máxima de la planta por el total de horas del\nsemestre, y está definido por:\n\nEn donde:\n\nPNUGi = Potencia\nnominal de la unidad de generación i en MW.\n\nHS = Número de horas\ndel semestre según corresponda.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 105. Energía real generada de una planta de generación.\n\nLa energía real generada por una planta corresponde a la sumatoria de la\nenergía real generada por cada unidad de generación en el semestre y se define\npor:\n\nEn donde:\n\nERGUGi= Energía semestral\nreal producida por la unidad i en MWh.\n\nN = Número de\nunidades de generación que conforman la planta de generación.\n\nArtículo 106. Factor de planta semestral de una planta de generación.\n\nEste indicador refleja la utilización de una planta de generación en\nrelación con su energía máxima generable y se define por:\n\nEn donde:\n\nERGPG = Energía semestral\nproducida por la planta de generación en MWh.\n\nEMAXG = Energía\nsemestral máxima generable por la planta de generación en MWh.\n\nArtículo 107. Desviación del factor de planta de una central de\ngeneración.\n\nEste indicador refleja la desviación del factor de planta de una central\nde generación en relación con el factor de carga contratado o estimado y se\ndefine por:\n\nEn donde:\n\nEMAX = Energía\nmáxima estimada (EMEPG) o contratada (EMCPG). de la planta de generación\n\nEMAXG= Energía\nsemestral máxima generable por la planta de generación en MWh.\n\nArtículo 108. Porcentaje de restricción por seguridad operativa.\n\nEste indicador mide el porcentaje relativo de la energía no generada por\nuna planta de generación, ante restricciones por seguridad operativa, con respecto\na la energía máxima contratada o estimada y la energía real semestral generada.\nSe define como:\n\nEn donde:\n\nENG Energía no\ngenerada por condiciones de seguridad operativa.\n\n \n\nRES\n\nTSE\n\nG=\n\nEMA Energía máxima\nsemestral contratada (EMCPG) o estimada (EMEPG) de la planta de generación.\n\n \n\nX\n\n=\n\nERG Energía real\ngenerada en el semestre por la planta de generación.\n\n \n\nPG\n\n=\n\nArtículo 109. Desviación de la potencia contratada o estimada.\n\nEste indicador muestra el porcentaje de desviación de la potencia media\ngenerada en el semestre con respecto a la potencia máxima contratada o\nestimada. Se define por:\n\nEn donde:\n\nPMGPG= Potencia\nmedia semestral generada por la planta de generación.\n\nPMAX = Potencia\nmáxima contratada (PMCPG) o potencia media estimada\n\n (PMEPG) de la planta de generación.\n\nLa potencia media semestral generada por una planta es el valor promedio\nde la potencia media horaria registrada en el semestre, durante las horas de\noperación de la planta.\n\nArtículo 110. Porcentaje de potencia restrictiva.\n\nEste indicador muestra el porcentaje de restricción de la potencia de\nuna planta de generación con respecto a la potencia máxima contratada o\npotencia media estimada. Se define por:\n\nEn donde:\n\nPMINREST= Potencia\nmínima operativa por condición restrictiva semestral de la\n\nplanta\n\nPMPG = Potencia\nmáxima contratada (PMCPG) o potencia media estimada (PMEPG) de la planta de\ngeneración.\n\nArtículo 111. Indicadores de operación.\n\nEstos indicadores muestran la frecuencia y duración de las condiciones\nde operación de una planta de generación y son los estipulados en los artículos\n112 al 117.\n\nArtículo 112. Tasa de operación restrictiva de una planta de generación.\n\nEl indicador muestra la cantidad de veces que en un semestre, una planta\nopera en condición restrictiva por seguridad operativa. Se define por:\n\n \n\nTOPRESPG\n\nEn donde:\n\nTOPRESPG= Número de\nocasiones en que una planta operó en condición restrictiva durante el semestre\nde estudio sea por una o varias unidades o porque por seguridad no pudo\ndespachar la totalidad de su capacidad disponible.\n\nArtículo 113. Duración promedio de la operación restrictiva.\n\nEste indicador expresa la duración promedio en que una planta de\ngeneración operó durante un semestre, en condición restrictiva por seguridad\noperativa. Se define por:\n\nEn donde:\n\nDOPRESPGi Duración\nen minutos de la ocasión i en que la planta operó en condición restrictiva por\nseguridad operativa.\n\n \n\n=\n\nTOPRESPG Número de\nocasiones en que la planta de generación operó en condición restrictiva durante\nel semestre.\n\n \n\n=\n\nArtículo 114. Tiempo en reserva fría de una planta de generación.\n\nEl indicador refleja la cantidad de horas (o minutos) en un semestre en\nque la central estuvo en condición de reserva fría. Se define por:\n\nEn donde:\n\nT Duración en minutos\nde la ocasión i en que la planta estuvo en condición de reserva fría.\n\n \n\nO\n\nP\n\nR\n\nS\n\nF\n\nU\n\nG\n\ni\n\n=\n\nN Número de\nocasiones en que la planta de generación estuvo en condición de reserva fría\ndurante el semestre\n\n=\n\n.\n\nArtículo 115. Duración promedio de la operación en reserva.\n\nEste indicador muestra la duración promedio en que una planta de\ngeneración estuvo en condición de reserva fría. Se define por:\n\nEn donde:\n\nDOPRSVPGi= Duración en\nminutos de la ocasión i en que la planta operó en condición de reserva fría.\n\nTOPRSVPG Número\nsemestral de ocasiones en que la planta de generación estuvo u operó\n(parcialmente) con reserva fría sea una o más unidades en condición de reserva\nfría.\n\n \n\n=\n\nArtículo 116. Tiempo de toma de carga en reserva fría.\n\nIndica el porcentaje de cumplimiento en la toma de carga respecto a los\n10 minutos por una planta de generación.\n\nEn donde:\n\nPTDC = Porcentaje de\ntiempo toma de carga.\n\nTTDC = Tiempo que tarda\nen llegar a plena carga.\n\nArtículo 117. Potencia promedio de operación en reserva fría.\n\nExpresa la potencia media semestral de una central que estuvo en reserva\nfría durante el semestre evaluado. Se define por:\n\nEn donde:\n\nPORFi= Potencia de la\ncentral que estuvo en reserva fría durante la ocasión i.\n\nDORFi= Duración en\nminutos que la potencia PORFi estuvo en reserva fría en la\n\nocasión i.\n\nN = Número semestral\nde ocasiones en que la planta de generación que operó en condición de reserva\nfría.\n\nArtículo 118. Indicadores de despacho diario.\n\nLos indicadores de despacho diario el cumplimiento del pre-despacho de\nlas plantas del parque de generación nacional. Son indicadores que se calculan diariamente\ny son los estipulados en los artículos 119 y 120.\n\nArtículo 119. Porcentaje de cumplimiento del pre despacho diario.\n\nMide el cumplimiento de pre despacho horario de cada planta del parque\nde generación nacional. Se define por:\n\n \n\nEn donde:\n\nEPHUGi = Energía\nhoraria programada de la unidad de generación i.\n\nEDHUGi = Energía\nhoraria despachada de la unidad de generación i.\n\nEPHUGi,j= Energía\nhoraria programada de la unidad de generación i en la hora j.\n\ni = 1, 2,3,.., N.\n\nN = Número de\nunidades de la planta de generación.\n\nj = 1, 2, 3,..,24.\n\nENGRESTSEG= Energía\nno generada por condiciones de seguridad operativa.\n\nArtículo 120. Desviación neta de energía horaria programada.\n\nMuestra la desviación neta diaria de la energía media horaria programada\nde una planta de generación. Se define por:\n\nArtículo 121. Rangos permisibles.\n\nLos indicadores de disponibilidad, cargabilidad y de falla del parque de\ngeneración nacional deberán encontrarse dentro de los rangos permisibles que\npara los efectos establezca en su oportunidad la Autoridad Reguladora.\n\nArtículo 122.Cálculo de los indicadores de desempeño.\n\nEl cálculo de los indicadores establecidos en esta norma técnica se\nefectuará a partir de los registros de energía y potencia de los sistemas de medición,\ninstalados para cada unidad de generación, en los tableros de control local de\nlas plantas de generación.\n\nCAPÍTULO XII\n\nGENERACIÓN DISTRIBUIDA PARA AUTOCONSUMO\n\n(Así reformado el nombre del\ncapítulo anterior por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016,\n\"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte\ndel productor-consumidor\")\n\n \n\n \n\nArtículo 123. Productor consumidor no interconectado a la\nred. El productor-consumidor con un sistema de generación distribuida para autoconsumo\ncon fuentes renovables, no interconectado a la red de distribución, no estará\nsujeto a la regulación dictada por la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 124. Modalidades de generación distribuida para\nautoconsumo con fuentes renovables interconectadas a la red.\n\nLa actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes\nrenovables interconectadas a la red se desarrollará y operará bajo las\nsiguientes modalidades:\n\na. Neta sencilla: alternativa para que los abonados generen electricidad\nmediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades,\nfuncionando en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto\nde depósito y devolución de energía.\n\nb. Neta completa (venta de excedentes): alternativa para que los\nabonados generen electricidad mediante fuentes renovables con el propósito de\nsatisfacer sus necesidades, funcionando en paralelo con la red de distribución\neléctrica, bajo el concepto de venta de excedentes de energía.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 125. Generación distribuida para autoconsumo en su\nmodalidad medición neta sencilla. La actividad de generación distribuida para\nautoconsumo con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de\nmedición neta sencilla, no es servicio público; consecuentemente, no estará\nsujeta a la regulación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Dicha\nactividad se regirá por lo que establezca para tales efectos el Ministerio de\nAmbiente y Energía como ente rector en la materia. No obstante lo anterior, en\nlo que se refiere a su interacción con la red de distribución, estará sujeta a\nla regulación dictada por la Autoridad Reguladora en esta materia .\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 126. Generación distribuida para autoconsumo en su\nmodalidad neta completa. La actividad de generación distribuida para\nautoconsumo con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de\nmedición neta completa (venta de excedentes), es servicio público y se regirá\npor lo establecido en la Ley 7200, la Ley 7593 y sus reformas; así como las\nnormas y reglamentos técnicos, metodologías tarifarias y tarifas fijadas para\ntales efectos por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Asimismo,\nen lo que le sea aplicable, se regirá por lo establecido para tales efectos por\nel Ministerio de Ambiente y Energía.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 127. Relación empresa distribuidora y productores\nconsumidores. Las relaciones entre las empresas distribuidoras y los productores-consumidores\ncon un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes\nrenovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el modelo\ncontractual de medición neta sencilla, se regirán por el contrato de\ninterconexión establecido por el MINAE, respetando para ello la regulación\nestablecida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo\nrelativo a sus competencias.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 128. Cumplimiento de normativa técnica en materia de\ndistribución. Corresponde a las empresas distribuidoras y al\nproductor-consumidor con un sistema de generación distribuida para autoconsumo\ncon fuentes renovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el\nmodelo contractual de medición neta sencilla, cumplir con los criterios de calidad,\nde conformidad con las normas y reglamentos técnicos establecidos por la\nAutoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo que corresponda.\n\n \n\n(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de\nfebrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nCAPÍTULO XIII.\n\nOPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL EN\nRÉGIMEN DE RACIONAMIENTO.\n\nArtículo 129. Participación en los\nracionamientos. Todas las empresas distribuidoras, generadores privados y abonados o\nusuarios, salvo las cepciones establecidas en el\nartículo 172 de esta norma, están en la obligación de participar en los\nracionamientos eléctricos de acuerdo con la naturaleza de su función dentro del\nSistema Eléctrico Nacional.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 160 pasó a ser el 129)\n\nArtículo 130. Responsabilidad. Es responsabilidad\ndel Operador del Sistema, asegurar la debida participación de las empresas y\nabonados usuarios en los racionamientos programados, de acuerdo con las\ncaracterísticas propias de cada empresa eléctrica y abonados-usuarios, en\ncuanto a demanda de potencia y energía y al uso de la misma\n\n \n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 161 pasó a ser el 130)\n\nArtículo 131. Coordinación. El Operador del\nSistema, es responsable de establecer los mecanismos de coordinación con las\nempresas eléctricas de distribución y con los generadores privados, para\nestablecer la programación de los racionamientos.\n\nConsecuentemente las empresas distribuidoras\ny el ICE-Distribución, son responsables de establecer los mecanismos apropiados\nde coordinación con sus clientes, en lo que respecta a los racionamientos\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 162  pasó a ser el 131)\n\nArtículo 132. Cumplimiento de la programación\nde los racionamientos. Es responsabilidad de las empresas el fiel\ncumplimiento de los racionamientos programados previamente por el Operador del\nSistema, en apego a esta norma técnica.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 163  pasó a ser el 132)\n\nArtículo 133. Disponibilidad de plantas. Salvo caso fortuito\no fuerza mayor, los generadores privados y las empresas distribuidoras\nmantendrán en óptimo funcionamiento sus plantas de generación, de acuerdo con\nlos niveles de capacidad de la fuente primaria existente al momento.\n\nEl Operador del Sistema, deberá ejercer una\nobservancia constante, en tiempo real, de los embalses y de los caudales, así\ncomo establecer las proyecciones de los niveles de que pueda disponer, según\ntendencias y aportes de acuerdo con las condiciones hídricas existentes. Igual\nobservancia deberá tener sobre cualquier otro recurso energético primario\ndisponible.\n\nLa Autoridad Reguladora podrá directamente o\npor medio de terceros, verificar el grado de disponibilidad de las plantas que\nconforman el Sistema Eléctrico Nacional.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 164 pasó a ser el 133)\n\nArtículo 134. Programa de racionamiento\n(magnitud y duración).Es responsabilidad del Operador del Sistema, de\nconformidad con los estudios técnicos correspondientes, establecer la magnitud\ndel déficit de potencia y energía del Sistema Eléctrico Nacional y determinar\nel correspondiente racionamiento en lo que respecta a su magnitud y duración.\nDe conformidad con lo establecido en el artículo 9 el Operador del Sistema,\ncomo encargado de la operación del SEN, es responsable de determinar la\nnecesidad de racionamiento en el sistema eléctrico nacional, de acuerdo con lo siguiente:\n\na. En los casos en que, de acuerdo con el\nplaneamiento operativo de mediano plazo, se determine que la entrada tardía en\noperación de una o varias plantas de generación, impide satisfacer la totalidad\nde la demanda nacional de energía eléctrica, debe el Operador del Sistema\ninformar con seis meses de anticipación a la fecha prevista en que potencialmente\ndebe iniciarse el racionamiento. Esta condición se considerará como una alerta\nde racionamiento y no significará necesariamente que se ejecutará, por cuanto\ndependerá de las acciones de emergencia que se lleve para evitarlo. Si al\ntérmino de dicho plazo se determina que el racionamiento es una condición\ninsalvable, el Operador del Sistema debe informar la fecha prevista del\nracionamiento con 15 días naturales de antelación a su inicio.\n\nb. Una segunda posibilidad de racionamiento\nse dará cuando el sistema presente un cuadro de insuficiencia de recursos de\ngeneración derivado de condiciones climatológicas extremas o situaciones de\ncaso fortuito o de fuerza mayor presentadas tanto en el estado del parque de\ngeneración como en los inventarios de combustibles, en cuyo caso, el Operador\ndel Sistema debe emitir una alerta de racionamiento cuando los embalses con\nreserva de seguridad alcancen una autonomía de 10 días naturales. Si esta\nautonomía llega a 5 días naturales, debe emitirse la orden de ejecución del\nracionamiento, cuyo inicio será 5 días naturales después de la orden de\nejecución.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 165 pasó a ser el 134)\n\nArtículo 135. Confiabilidad y estabilidad. El Operador del\nSistema en coordinación con el ICE y las empresas transmisoras y mediante los\nestudios pertinentes, programará, coordinará y supervisará los racionamientos\neléctricos, y tomará las acciones pertinentes para que la magnitud, frecuencia,\nduración y distribución topológica de los racionamientos, no sometan la\noperación del Sistema Eléctrico Nacional, a condiciones que pongan en peligro\nsu seguridad y estabilidad. En ese sentido debe prevalecer el criterio de\noperación segura y confiable en contraposición a la magnitud del racionamiento.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 166 pasó a ser el 135)\n\nArtículo 136.Información técnica de las\ndistribuidoras hacia el Operador del Sistema. Las empresas\ndistribuidoras, deben brindar al Operador del Sistema, la información sobre sus\nperfiles de carga, proyecciones de demanda de energía y potencia, así como\ncualquier otra información técnica necesaria para la debida coordinación de los\nracionamientos. De igual forma, deben suministrar toda la información que se\nrequiera, en la fase previa, durante y posterior a un período de racionamiento.\n\nEl Operador del Sistema debe tener en forma\npermanente las estrategias de racionamiento establecidas y para ello las\nempresas distribuidoras deben actualizar anualmente los programas de\nracionamiento en los términos y condiciones que el Operador del Sistema lo\nsolicite. Esta solicitud será enviada por el Operador del Sistema durante el\nmes de noviembre de cada año y debe estar acompañada con los lineamientos de\nracionamiento establecidos para el año siguiente. Es obligación de las empresas\ndistribuidoras enviar las actualizaciones solicitadas antes del 15 de diciembre\nde cada año.\n\nEs obligación de las empresas distribuidoras\ncumplir con los formatos y plazos que en este sentido establezca el Operador\ndel Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 167 pasó a ser el 136)\n\nArtículo 137. Frecuencia y duración de los\nperíodos de racionamiento. Es responsabilidad y potestativo de las empresas\ndistribuidoras, de acuerdo con lo que a ese efecto le señale el Operador del\nSistema programar los racionamientos de acuerdo con la topología de\ndistribución en su área de concesión.\n\nLa facultad potestativa de las empresas\ndistribuidoras, comprende la selección de alimentadores u abonados-usuarios, de\nconformidad con el impacto que el racionamiento les cause en términos de la\nduración y frecuencia, salvo requerimiento expreso del Operador del Sistema por\ncondiciones de seguridad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nLa participación de cada empresa\ndistribuidora en los programas de racionamiento, en términos de magnitud y duración,\nse establecerá conforme a lo estipulado en el artículo 165(*).\n\n(*)(Entiéndase\nartículo 134)\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 168 pasó a ser el 137)\n\nArtículo 138. Optimización de los\nracionamientos. Los racionamientos deben cuantificarse y programarse, bajo los\nsiguientes principios:\n\n. Maximización del uso de fuentes primarias\nde energía no contaminantes.\n\n. Minimización de la duración y frecuencia de\nlos racionamientos.\n\n. Seguridad y confiabilidad del Sistema\nEléctrico Nacional.\n\n. Minimización de los racionamientos nocturnos\nen cuanto a su duración y frecuencia.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 169  pasó a ser el 138)\n\nArtículo 139. Condiciones de calidad de la\ntensión de suministro. Durante los racionamientos, las condiciones de\ncalidad y frecuencia de tensión de suministro, establecidas en la norma\nAR-NT-SUCAL \"Supervisión de la calidad del suministro eléctrico en baja y\nmedia tensión\", rigen en su totalidad, por lo que las empresas\ndistribuidoras tomarán las medidas pertinentes de tal forma que la distribución\ntopológica de los racionamientos no interfieran en la calidad de la tensión de\nsuministro.\n\n(Así reformado\nmediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 170 pasó a ser el 139)\n\nArtículo 140.Validación de los programas de\nracionamiento. Una vez que las empresas distribuidoras han establecido su propio\nprograma de racionamiento, en concordancia con la estrategia que el Operador\ndel Sistema ha establecido de acuerdo con los diferentes escenarios de\nracionamiento, deben enviar dichos programas al Operador del Sistema para\nsometerlos a verificación con la estrategia integral de racionamiento, en\ntérminos de magnitud y duración. El Operador del Sistema informará sobre el\nresultado de dicha verificación e indicará los ajustes que deban realizarse.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 171  pasó a ser el 140)\n\nArtículo 141. Criterios de interrupción. Las empresas\ndistribuidoras, deberán programar, dimensionar y distribuir en el tiempo y en\nel espacio los racionamientos, de tal forma que: afecten de manera mínima la\nvida, la salud, la seguridad y las comunicaciones de los habitantes de la\nRepública, el desarrollo socio económico del país, y tengan una incidencia\nmínima en el bienestar general de la población del país. En cuanto a su\nfrecuencia, duración y horario, y deben tomarse en consideración, cuando las\ncondiciones técnicas y topológicas lo permitan, los criterios siguientes:\n\na. Horario de los racionamientos.\n\nLos racionamientos deberán establecerse en\nhorarios que comprendan de las 05:00 horas a las 22:00 horas de cada día, salvo\ncondiciones extremas que obliguen a ampliar el rango de tiempo.\n\nb. Racionamiento durante los fines de semana.\n\nDe ser posible no se programarán\nracionamientos los domingos. Por tanto se efectuarán, de lunes a sábado,\ndurante las horas establecidas en el inciso a) de este artículo.\n\nc. En hospitales y clínicas.\n\nSon ininterrumpibles\nlos alimentadores, circuitos, ramales, etc., que suministren energía eléctrica\na hospitales y clínicas, donde se atiendan emergencias o existan salas de\nterapia intensiva y soporte vital, salvo casos en los cuales las empresas\ndistribuidoras establezcan convenios con centros médicos que cuenten con\nplantas de generación eléctrica de respaldo, o en su defecto se negocien\nhorarios de racionamiento de conveniencia para el centro médico, sin que se\nafecte la salud humana.\n\nd. En estaciones de radio y comunicación.\n\nSiempre que las características topológicas y\nde equipamiento lo permitan, son ininterrumpibles,\nlos alimentadores, circuitos, ramales, etc., que suministren energía eléctrica\na estaciones de radio y comunicación relacionadas con la coordinación de la\nseguridad pública y atención de emergencias en el ámbito nacional.\n\ne. En sistemas de bombeo de agua potable.\n\nSon ininterrumpibles\nlos alimentadores, circuitos o ramales que suministren, de manera exclusiva,\nenergía eléctrica a los sistemas de bombeo de agua potable.\n\nLos sistemas de bombeo de agua potable\nalimentados con energía eléctrica a través de la red general de distribución\nserán ininterrumpibles, siempre y cuando la topología\ny equipamiento de la red lo permita y sin que afecte el cumplimiento de los\nprogramas de racionamiento.\n\nLas empresas distribuidoras tienen la\nfacultad de establecer convenios con el Instituto Costarricense de Acueductos y\nAlcantarillados, municipalidades y acueductos rurales, los posibles esquemas de\nracionamiento, basados en la operación de los sistemas de bombeo.\n\nf. En sistemas de bombeo de combustibles.\n\nSe considera prioritario el suministro\neléctrico a las estaciones de bombeo que la Refinadora Costarricense de\nPetróleo posee para el suministro nacional de combustibles. Una posible\nafectación estará basada en la debida coordinación que las empresas\ndistribuidoras deban realizar con la Refinadora Costarricense de Petróleo S.A.,\ncontemplando esquemas de operación de las estaciones de bombeo, así como\naquellas que poseen plantas de generación eléctrica de respaldo.\n\ng. En el sector Industrial.\n\nSiempre que el déficit de energía y potencia sea factible subsanar en su totalidad con carga\nresidencial, serán ininterrumpibles los alimentadores, circuitos o ramales de suministro de energía\neléctrica a industrias productoras de bienes y servicios.\n\nh. Iluminación de carreteras.\n\nCuando sea requerido el racionamiento\nnocturno, siempre que sea factible, serán ininterrumpibles\nlos alimentadores, circuitos o ramales de uso exclusivo para la iluminación de\nautopistas, intersecciones y carreteras de alto tráfico vehicular.\n\ni. Área metropolitana.\n\nDentro de lo posible, la selección de los\nalimentadores, circuitos y ramales a participar en los racionamientos, se hará\ntratando de minimizar la afectación a las áreas de mayor concentración de la\npoblación.\n\nj. Áreas de concentración económica.\n\nDentro de la potestad facultativa de las\nempresas eléctricas en la selección, frecuencia y duración de los\nracionamientos dentro de su área de concesión, será prioritario el suministro\nenergético de las áreas donde se concentre la actividad económica productiva y\ncomercial de la región servida por la empresa distribuidora.\n\nk. Generación privada.\n\nSon ininterrumpibles,\nlos alimentadores, circuitos o ramales, en los cuales se inyecte energía al\nSistema Eléctrico Nacional por parte de Generadores Privados y empresas\neléctricas de distribución, siempre y cuando exista un diferencial positivo de\ninyección mayor que el de retiro de energía.\n\nl. Aeropuertos.\n\nSon ininterrumpibles,\nlos alimentadores, circuitos o ramales, en los cuales se brinde de manera\nexclusiva el servicio eléctrico a aeropuertos y puertos internacionales.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 1172 pasó a ser el 141)\n\nArtículo 142. Responsabilidad de abonados y\nusuarios. Medidas propias. Los usuarios y abonados serán responsables de tomar\nlas previsiones que consideren pertinentes, en la medida que los racionamientos\nde energía debidamente programados e informados, les afecten.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 173  pasó a ser el 142)\n\nArtículo 143.-Información del Operador del\nSistema hacia la Autoridad Reguladora. Durante el periodo de racionamiento, el\nOperador del Sistema, deberá informar semanalmente a la Autoridad Reguladora sobre\nla disponibilidad de todas las plantas que conforman el Sistema Eléctrico\nNacional, indicando las causas de las indisponibilidades que se presenten.\n\nDe igual forma deberá de presentar un balance\nde la generación programada versus la efectuada, con la debida explicación de\nlas desviaciones, así como de los cambios en las proyecciones que pudiesen\nsuscitarse.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y\ncorrer la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por\nlo que el artículo 174 pasó a ser el 143)\n\nArtículo 144. Información de las empresas\ndistribuidoras hacia la Autoridad Reguladora. De manera quincenal,\nlas empresas distribuidoras brindarán un informe sobre los racionamientos programados\ny solicitados por el Operador del Sistema, versus los ejecutados con la debida\njustificación de los apartamientos o de los cambios.\n\nDeben también presentar un cuadro estadístico\nque muestre información relacionada con la cantidad de usuarios afectados por\nlos racionamientos, el tiempo de interrupción promedio que tuvieron los\nabonados afectados, la energía dejada de vender con la debida valoración\neconómica, así como cualquier incidencia significativa sucedida en sus redes\ndurante los racionamientos que deba conocer la Autoridad Reguladora.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 175 pasó a ser el 144)\n\nArtículo 145.- Información hacia\nlos abonados y usuarios. Las empresas distribuidoras deben informar por\nmedio de los periódicos de mayor circulación nacional o regional, radio y\ntelevisión, a sus abonados y usuarios, sobre la duración, frecuencia y\nubicación de los racionamientos programados en su área de distribución, al\nmenos ocho días naturales de antelación.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 176 pasó a ser el 145)\n\nCAPÍTULO XIV.\n\nDISPOSICIONES FINALES.\n\nArtículo 146. Intervención de la Autoridad\nReguladora. Cualquier usuario del Sistema Eléctrico Nacional, disconforme con la\ninterpretación y aplicación de esta norma, podrá solicitar aclaración a la\nAutoridad Reguladora, la que resolverá sobre lo consultado.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 177 pasó a ser el 146)\n\nArtículo 147.Principio de transparencia. Todo estudio de\nplaneación operativa o de expansión del Sistema Eléctrico Nacional será de\ncarácter público para cualquier usuario del Sistema Eléctrico Nacional. Son de\ncarácter público también las bases de datos para los estudios de planeación\noperativa y de expansión del Sistema Eléctrico Nacional.\n\n(Así reformado\nmediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 178 pasó a ser el 147)\n\nArtículo 148. Transferencia de información. Semestralmente, el\nOperador del Sistema deberá remitir a la Autoridad Reguladora, en las fechas y\nmedios que ésta oportunamente comunique, los valores de los indicadores de\ndesempeño de la red de transmisión nacional y del parque de generación\nnacional, con el análisis correspondiente en función de los principio de\nconfiabilidad, estabilidad y selectividad, establecidos en el artículo 15 del\nReglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N°\n29847-MP-MINAE-MEIC).\n\nSe establece un plazo de seis meses contados\na partir de la puesta en vigencia de esta norma para que el Operador del\nSistema desarrolle los procesos informáticos y de coordinación con los usuarios\ndel Sistema Eléctrico Nacional, para el cálculo de los indicadores establecidos\nen esta norma.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 179 pasó a ser el 148)\n\nArtículo 149. Multas y Sanciones. Las sanciones por el\nincumplimiento de los aspectos contemplados por la presente en la presente\nnorma técnica, se aplicarán de conformidad con lo que dispone la Ley 7593 y\nleyes conexas.\n\nSerán sujetos de multas los usuarios del\nSistema Eléctrico Nacional que:\n\na. Incumplan en la prestación de los\nservicios auxiliares definidos en el artículo 41 de esta norma y en general que\nrealicen u omitan acciones que atenten en contra de la calidad, confiabilidad,\nseguridad y desempeño del Sistema Eléctrico Nacional.\n\nb. Incumplan con la programación e\ninstrucciones operativas dadas por el Operador del Sistema sin causa\njustificada, incluyendo incumplimiento en la entrada y retiro programado de\ninstalaciones y la no notificación de cambios en el estado de equipos.\n\nc. Nieguen o presenten resistencia o falta de\ncolaboración a entregar al Operador del Sistema la información técnica\nnecesaria para la operación, segura, confiable y de calidad del Sistema\nEléctrico Nacional.\n\nd. Declaren indisponibilidades inexistentes\nque pongan en peligro la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional o\ninfluyan negativamente en la satisfacción óptima económica de la demanda\nnacional.\n\ne. Incumplan con los requisitos establecidos\npor el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, el ICE y las\nempresas distribuidoras.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 180 pasó a ser el 149)\n\nArtículo 150. Vigencia. Esta disposición\nrige a partir de su publicación en el diario oficial.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 181 pasó a ser el 150)\n\nArtículo 151. Derogación de la norma\nAR-NT-GT. Se deroga la norma AR-NT-GT \"Calidad del Servicio de Generación y\nTransmisión de Energía Eléctrica\" promulgada mediante la resolución\nRRG-2439-2001 del 21 de diciembre de 2001.\n\nPublíquese en el Diario Oficial.\n\n(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel artículo 182 pasó a ser el 151)\n\nArtículo 152. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 153. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 154. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 155. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 156. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 157. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 158. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 159. (Derogado por resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArtículo 160. (Mediante resolución RJD-030 del\n18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de\ndistribución por parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129\nal 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo\nXIII, por lo que el texto de este artículo se ser consultado en el numeral 129)\n\nArtículo 161. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 130)\n\nArtículo 162. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 131)\n\nArtículo 163. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 132)\n\nArtículo 164. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 133)\n\nArtículo 165. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 134)\n\nArtículo 166. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 135)\n\nArtículo 167. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 136)\n\nArtículo 168. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 137)\n\nArtículo 169. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 138)\n\n         Artículo 170. (Mediante\nresolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa\nde acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", se\nderogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes\nartículos a partir del capítulo XIII, por lo que el texto de este artículo se ser\nconsultado en el numeral 139)\n\nArtículo 171. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 140)\n\nArtículo 172. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 141)\n\nArtículo 173. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 142)\n\nArtículo 174. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 143)\n\nArtículo 175. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 144)\n\nArtículo 176. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 145)\n\nArtículo 177. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 146)\n\nArtículo 178.- (Mediante\nresolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, \"Metodología Fijación de tarifa\nde acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", se\nderogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes\nartículos a partir del capítulo XIII, por lo que el texto de este artículo se ser\nconsultado en el numeral 147)\n\nArtículo 179. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 148)\n\nArtículo 180. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 149)\n\nArtículo 181. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 150)\n\nArtículo 182. (Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero\nde 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución\npor parte del productor-consumidor\", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr\nla numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que\nel texto de este artículo se ser consultado en el numeral 151)\n\na. La indisponibilidad de componentes por\nmantenimiento programado no se considera como contingencia. Los Criterios de\nSeguridad deben cumplirse durante los mantenimientos programados, lo que comprende\nel cumplimiento de todas las categorías de la tabla No. 2.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nb. Los Criterios de Seguridad no\nnecesariamente se tienen que cumplir para porciones radiales del sistema, si no\nrepresentan un peligro de seguridad para el sistema eléctrico (no deben causar\nsalidas parciales o totales o desconexiones en cascada).\n\n(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015\ndel 4 de junio del 2015)\n\nc. En las porciones radiales del SEN que\nqueden como consecuencia de una contingencia o por indisponibilidades\nprogramadas, se aceptará que los niveles de tensión finales sean inferiores a\nlos indicados en la tabla No. 2 siempre y cuando en esos nodos no haya\nconectados abonados y no represente un peligro de seguridad para el sistema\neléctrico.\n\n(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015\ndel 4 de junio del 2015)\n\nd. No se consideran como contingencias de la\ncategoría C o D, aquellos eventos que provoquen la desconexión de un\ncomponente, que a su vez causa la desconexión de otros componentes que están\nconectados en forma radial al primero. Este tipo de contingencia corresponde a\nla categoría B.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\ne. El límite de carga o límite térmico\ncontinuo corresponde a la magnitud de corriente con que el componente del SEN\npuede operar en forma continua. El límite de emergencia puede ser mayor al\nlímite térmico continuo y corresponde a la capacidad de sobrecarga temporal de\ncada componente específico, la cual debe ser determinada por el propietario del\ncomponente y comunicada al Operador del Sistema.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nf. La estabilidad del sistema se refiere\ntanto a la estabilidad de frecuencia, estabilidad angular, estabilidad de\nvoltaje y estabilidad de pequeña señal.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\ng. La falla de interruptor debe incluir tanto\nla no apertura cuando se requiera, como la falla de aislamiento interno o\nexterno en sus cámaras.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nh. La desconexión de carga en forma\ncontrolada para proteger el sistema en caso de contingencias múltiples será\nejecutada por medio de esquemas previamente evaluados e implementados. Estos\npueden ser esquemas de desconexión manual de carga o esquemas automáticos\n(sistemas de protección especial). Se acepta también la desconexión controlada\nde generadores y cambios topológicos de la red si se determina que salvaguardan\nla integridad del sistema en el caso de contingencias múltiples. Los sistemas\nespeciales de protección deben ser redundantes en aquellos casos que el OS/OM\nlo considere necesario para reducir el riesgo derivado de una operación\nincorrecta o falla del mismo.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\ni. Los límites de carga aplican para todos\nlos componentes del sistema.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nj. Luego de ocurrir una contingencia sencilla\no única (contingencia de categoría B) debe realizarse un ajuste del sistema\neléctrico en un período de 30 minutos, para que en caso de ocurrir una segunda\ncontingencia de categoría B, se siga cumpliendo con las consecuencias\naceptables para esta categoría.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nk. No es permitida la operación de un\nmecanismo de acción correctiva al ocurrir una contingencia única o sencilla.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nl. La falla en el módulo de un interruptor de\nenlaces de barras liberada por las protecciones de respaldo, que causan la\npérdida simultánea de dos secciones de barra, corresponden a una contingencia\nde la categoría D.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)\n\nm. Para las plantas de generación cuya salida total represente un riesgo para la seguridad del SEN,\nel diseño de los servicios auxiliares debe realizarse de forma tal que una falla o mal \nfuncionamiento en los mismos no cause la salida completa de la planta.\n\n(Así adicionado el\ninciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Complete Text of Standard 0\n\n Technical Standard: Planning, Operation, and Access to the National Electric System\nAR-NT-POASEN\n\nComplete Text of Record: 10AA8A\n\nREGULATORY AUTHORITY\nOF PUBLIC SERVICES\n\nThe Board of Directors of the Regulatory Authority\nof Public Services, regarding the positions submitted on the proposed\ntechnical standard for Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN),\nreferred by the Ad Hoc Commission via official letter 0021-CAHMNE-2014 of March 3,\n2014. By article 3, agreement 01-19-2014, of the extraordinary session\n19-2014, held on March 31, 2014, with final character, the Board\nof Directors unanimously resolves:\n\n \n\nWHEREAS:\n\n1. That on December 21, 2001, the Regulador General, by resolution\nRRG-2439-2001, issued the technical standard called \"Quality in the\nService of Generation and Transmission of Electric Energy AR-NTGT\" published in\nLa Gaceta No. 5 of January 8, 2002 (OT-024-2000).\n\n2. That on June 11, 2012, the Contraloría General de la República\n(CGR), through report DFOE-AE-IF-03-2012, section 4.2 of provisions\n(folio 62), ordered, among other things, that the Regulador General must: adjust\nthe regulations on the quality of electric energy transmission service;\nsaid adjustments shall consider: [...] i. That the standards relating to\noperational security be consistent with the operational requirements of the\nNational Electric System, both nationally and regionally, ii. That the\nstandards include provisions on regulation reserves as an element for\nmaintaining the balance between generation and load in the National Electric\nSystem. Send to this Contraloría General the number and date of the respective\nresolution and that of the Diario Oficial La Gaceta, through which the\nstandards are published, no later than June 28, 2013 [...]. (Folios 62 to 99 of\nOT-123-2013).\n\n3. That on July 15, 2013, the Regulador General, via official letter\n529-RG-2013, requested from the CGR an extension until December 13, 2013,\nfor compliance with actions regarding the provisions of section 4.2\nof report DFOE-AE-IF-03-2012. (Folios 100 to 102 of OT-123-2013).\n\n4. That on July 26, 2013, the División de Fiscalización Operativa y\nEvaluativa of the CGR, via official letter DFOE-SD-1221, granted the Regulador\nGeneral the requested extension of the term, such that the expiration date\nfor said provision would be December 13, 2013. (Folio\n103 to 106 of OT-123-2013).\n\n5. That on September 18, 2013, the Regulador General, via memorandum\n721 RG-2013, appointed \"the members of the Ad Hoc\nCommission that will be responsible for the review, updating, reformulation, and/or\nmodification of the 'Standard for Quality in the Service of Generation and Transmission\nof Electric Energy' (Standard AR-NT-GT). The foregoing to comply with what\nwas required by the CGR in official letter DFOE-AE-IE-03-2012.\" Said official letter was\nmodified by official letter 735-RG-2013 of September 20, 2013. (Not present\nin the record on the date of this opinion).\n\n6. That on October 3, 2013, the Ad Hoc Commission, via official letter\n1882-IE-2013, sent to the Secretariat of the Board of Directors the proposal for the technical\nstandard \"Planning, Operation, and Access to the National Electric System\". (Folio\n208 to 283 of OT-123-2013).\n\n7. That on October 3, 2013, the Secretariat of the Board of Directors, via\nmemorandum 681-SJD-2013, sent the technical standard\n\"Planning, Operation, and Access to the Electric System AR-NT-POASEN-2013\", contained in\nofficial letter 1882-IE-2013, to the Dirección General de\nAsesoría Jurídica y Regulatoria (DGAJR) for analysis. (Folios 586 to 661 of OT-123-2013).\n\n8. That on October 14, 2013, the DGAJR, via official letter\n815-DGAJR-2013, rendered its opinion on the proposal for the technical standard\ncalled \"Planning, Operation, and Access to the National INSTITUCIONES\nDESCENTRALIZADAS AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\nElectric System\" AR-NT-POASEN-2013, contained in official letter 1882-IE 2013.\n(Folios 304 to 315 of OT-123-2013).\n\n9. That on October 24, 2013, the Board of Directors, via agreement\n09-75-2013 of ordinary session 75-2013, ordered \"To submit to the public\nhearing process the draft technical standard called 'Planning,\nOperation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)', contained in\nofficial letter 1882-IE-2013.\" (Folios 1 to 68 of OT-342-2013).\n\n10. That on October 30, 2013, the Ad Hoc Commission, via opinion\n2012-IE-2013, sent to the Board of Directors \"the corrected version of the standard\nindicated in the heading, since due to an involuntary error, the addition of\narticle 182 was omitted.\" (Folios 70 and 71 of OT-342-2013).\n\n11. That on November 1, 2013, the call for the public hearing\nwas published in La Gaceta No. 211, and on November 7, 2013, it was published in\nthe newspapers La Nación and La Prensa Libre. (Folios 76 and 81 of OT-342-2013).\n\n12. That on November 20, 2013, the Dirección General de Atención al\nUsuario (DGAU), via official letter 3258-DGAU-2013, issued the instructional\nreport for the public hearing. (Folio 192 and 193 of OT-342-2013).\n\n13. That on November 27, 2013, the public hearing was held\nin person in Bri Brí\nde Talamanca and via video conference at ARESEP and in the Courts\nof Justice of Cartago, Ciudad Quesada, Heredia, Liberia, Limón, Pérez Zeledón,\nand Puntarenas. (Folios 457 to 475 of OT-342-2013).\n\n14. That on November 29, 2013, the DGAU, via official letters\n3359-DGAU-2013 and 3363-DGAU-2013, issued the minutes of public hearing\nNo. 121-2013—which was held in person in Bri\nBrí de Talamanca—and No. 119-2013—which was\nconducted by videoconference at ARESEP and in the Courts of Justice—.\n(Folios 457 to 475 of OT-342-2013).\n\n15. That on December 2, 2013, the DGAU, via official letter 3377-DGAU-2013, issued the report of\noppositions and coadjuvancies for the public hearing. (Folios 489 to 492 of OT-342-2013).\n\n16. That on December 6, 2013, the Ad Hoc Commission, via opinion\n4-CAHMNE-2013, sent to the Board of Directors \"[.] the technical standard AR-NT-POASEN\nPlanning, Operation, and Access to the National Electric System,\" (ANNEX A),\nincluding the analysis of positions (Annex B) processed under file\nOT-342-2013[.]\"; however, from the documents sent to this Dirección General,\nAnnex B cannot be extracted. (Not present in the record).\n\n17. That on December 6, 2013, the Secretariat of the Board of Directors,\nvia memorandum 825-SJD-2013, sent to the DGAJR for its analysis the\nProposal for Technical Standard AR-NT-POASEN-2013 \"Planning, Operation, and\nAccess to the National Electric System,\" file OT-342-2013, via\nwhich Mr. Edgar A. Cubero Castro, Ad Hoc Commission, sent official letter\n4-CAHMNE-2013.\" (Folio 493 of OT-342-2013).\n\n18. That on December 10, 2013, the Ad Hoc Commission, via official letter\n5-CAHMNE-2013, sent again to the Board of Directors annexes A and B of the\nproposal for technical standard AR-NTPOASEN \"Planning, Operation, and Access to\nthe National Electric System.\" (Not present in the record).\n\n19. That on December 10, 2013, the Secretariat of the Board of Directors,\nvia memorandum 830-SJD-2013, sent to the Dirección General de Asesoría\nJurídica y Regulatoria for its analysis official letter 5-CAHMNE-2013. (Not present in\nthe record).\n\n20. That on December 11, 2013, the DGAJR, via official letter\n1021-DGAJR-2013, rendered its opinion on the proposal for the technical standard\ncalled \"Planning, Operation, and Access to the National Electric System\"\nAR-NT-POASEN-2013, recommending that the Board of Directors submit the proposal for\nthe technical standard again to the public hearing process. (Folios 843 to\n888 of OT-342-2013).\n\n21. That on December 12, 2013, the Board of Directors, via agreement\n05-88-2013 of ordinary session 88-2013, ordered that the proposal\nfor technical standard AR-NT-POASEN-2013 be submitted again to the public\nhearing process. (Folios 1 to 72 of OT-370-2013).\n\n22. That on December 14, 2013, the call for a public hearing\non the cited technical standard was published in the newspapers La Nación and La\nPrensa Libre, and on January 23, 2014, in La Gaceta No. 16. (Folios 76 and 86 of\nOT-370-2013).\n\n23. That on December 18, 2013, the Regulador General, via official letter\n977-RG-2013, requested an extension from the CGR for compliance with\nactions regarding provision 4.2) of report DFOE-AE-IF-03-2012,\nuntil April 30, 2014. (Not present in the record).\n\n24. That on January 14, 2014, the CGR, via official letter DFOE-SD-0103,\ngranted ARESEP the requested extension of the term, \"...such that the\nexpiration date for said provision is April 30,\n2014.\" (Folio 476 of OT-370-2013).\n\n25. That on February 13, 2014, the public hearing was held\nin person in Bri Brí\nde Talamanca and via video conference at ARESEP and in the Courts\nof Justice of Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro,\nPuntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro, and Guápiles Centro. (Folios\n297 to 307 of OT-370-2013).\n\n26. That on February 24, 2014, the DGAU, via official letter 548-DGAU-2014,\nissued the report of positions and coadjuvancies.\n(Folios 294 to 296 of OT-370-2013).\n\n27. That on March 3, 2014, the Ad Hoc Commission, via official letter\n0021-CAHMNE-2014, sent to the Board of Directors the proposal for technical standard\nAR-NT-POASEN (Folios 312 to 474 of OT-370-2013) and responded to the\npositions, stating:\n\n(.)\n\nArticle 3. Definitions.\n\n(.)\n\nWIND PLANTS:\n\nAgents of the MEN: Natural or legal persons dedicated to the\ngeneration, transmission, distribution, and commercialization of electric energy.\n\nARESEP. Technical analysis: the term \"Agents of the MEN\" is not used\nin this standard, so it is unnecessary to include it in the definitions.\n\n(.)\n\nHigh voltage\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA\n\nVoltage used for electric supply, whose nominal effective (rms) value is equal to or greater than 138 kV.\n\nJustification: the transmission voltage used in Costa Rica is\nequal to or greater than 138 kV.\n\nARESEP: Technical analysis: The definition is for the term \"High voltage\" and\nnot transmission voltage, and it follows the ANSI C81.1-2008 standard; therefore,\nthe request from CNFLSA is rejected.\n\n(.)\n\nConcession\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nIt is the authorization granted by the State to operate, exploit, and\nprovide the service of generation, transmission, distribution. Enabling\ntitle. Justification. The activity of Commercialization is removed from the\ndefinition of Concession since it is already included in the activity of\nDistribution, given that Commercialization is not contemplated as an independent\nactivity in the market model legally established in Costa Rica.\n\nARESEP: Technical analysis: the activity of commercialization is\ncontemplated in subparagraph a) of Article 5 of Law 7593 as an independent\nactivity; therefore, the request from CNFLSA is rejected.\n\n(.)\n\nConnection contract\n\n(.)\n\nICE:\n\nIn the definition of \"Connection contract,\" it is recommended to add the\nfigure of a \"connection agreement\" which would apply similarly to works\nbelonging to the same owner of the transmission or distribution network to\nwhich they connect, where a contract cannot be signed because it is the same\nlegal person. Example: ICE plants connecting to the ICE transmission network or\nplants of distribution companies that connect to their own network.\n\nAdditionally, in the current definition of \"Connection contract,\" the\nreference to a transmission company is missing in the document. The current text\nwould not allow a connection contract to be signed between the Empresa Propietaria de la\nRed (EPR) and a plant that connects to its network. It is proposed to modify the\nwording as follows:\n\n\"Connection contract or agreement: Administrative act signed between the\nICE, the transmission company, or the distribution company with an interested party\n(generator, a transmission company, a distribution company, a subscriber or\nuser at high voltage, or a subscriber or user at low or medium voltage with\nsmall-scale generation for self-consumption), establishing the\nconditions and technical and commercial requirements under which\naccess, supervision, and integrated operation with the National Electric System will be provided,\nas well as the obligations, rights, and duties to which the parties commit.\"\n\nARESEP: Technical Analysis: It is accepted to include the reference to the\ntransmission company as it is an omission and to make the definition consistent with the objective\nof the standard and what is indicated in Article 29.\n\n(.)\n\nDistribution company\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nConcessionary legal person that supplies electric service in\nthe distribution and commercialization stage. Justification: The activity\nof Commercialization is added to the definition of distribution company since\ncommercialization is an integral part of the Distribution activity in\nthe market model legally established in our country.\n\nARESEP: Technical Analysis: the activity of commercialization is\ncontemplated as an independent activity from distribution, as\nindicated in subparagraph a) of Article 5 of Law 7593. Although currently\nthe same distribution companies carry out the commercialization activity, in\nthe future it may happen that for financial, economic, technical, or business\nconvenience, some distribution company separates said activities in its\nadministrative, accounting, and legal structure; therefore, the\nrequest from CNFLSA is rejected.\n\n(.)\n\nRenewable energy\n\n (.)\n\nRICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:\n\nIn the article on the definition of Renewable energy in Article 3\ndefinitions, he considers that solid waste is not renewable material:\n\n. MSW is a mixture of organic and inorganic materials\n\n. Except some inert materials such as: ceramics, metals, and glass\n\n. Through prior mechanical processes, these materials can be\nseparated\n\n. All the rest are carbon-based, therefore organic\n\n. This criterion does not consider the reality of the composition of MSW in Costa Rica\n\n. It legally precludes the use of MSW for energy production\n\n. The majority of MSW in Costa Rica is organic (more than 51%)\n\n. The preparation of refuse-derived fuels for gas production\nreduces the use of inorganic materials.\n\n. Clean synthetic gas from MSW can be compared to natural gas\n, but with lower calorific value\n\n. According to the Kyoto Protocol, MSW are renewable materials\n\nARESEP: Technical analysis: This is a comment by Mr. Gutiérrez in\nwhich no correction, elimination, or inclusion of any aspect is requested.\nConsequently, only note is taken of his comment.\n\n(.)\n\nSmall-scale generation for self-consumption\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nArticle 3 of Technical Standard POASEN proposes the following\ndefinition of small-scale generation for self-consumption: \"Small-scale\ngeneration for self-consumption: Generation of electric energy less than or equal\nto 1000 kVA, carried out from renewable sources,\nand at the consumption site, for the purpose of satisfying the energy needs\nof the subscriber-user by interacting with the distribution network, with the\noption to buy-sell, at the price determined by the Regulatory Authority, or\nexchange surplus production, of up to 49% of the monthly energy\nproduced, with the electric distribution network.\"\n\nRegarding said definition, in relation to the 49% percentage,\nwe request the following be analyzed:\n\ni. The percentage limitation for exchanging energy (net metering) of 49% does not reflect the\nproduction/consumption behavior of a photovoltaic system customer. This limit should\nbe defined by the customer's consumption (self-consumption). That is, a limit is being imposed on the\nexchange of production surpluses without any technical basis.\n\nii. For the economic recognition of the annual surplus, this\n49% percentage is not technically necessary since the objective is to consider\nsurpluses from interannual consumption fluctuations.\n\niii. When production is used as the limit, there is the problem\nthat the distribution company does not have access to the system's generation\ndata; therefore, to define a percentage, it is necessary for the\ndistribution company to install another meter, or for the customer to do so and for the distribution\ncompany to have access to this information, which increases costs.\n\nTherefore, ACESOLAR requests that the Technical Standard be modified in the\nfollowing way:\n\ni. That the 49% percentage be eliminated from the definition of small-scale\ngeneration for self-consumption and revert to the text of the definition\noriginally proposed; Or, alternatively, if this petition is not accepted,\n\nii. That ARESEP appoint a recognized expert in accordance with\nthe provisions of Article 36, in fine, to work with ACESOLAR, which does\nnot have its own resources to do so, to develop a scope and\nexecute a technical and economic study that serves as a basis for defining a\npercentage based on consumption, prior to approving this Technical Standard.\n\nARESEP: Technical analysis. The 49% limit is due to the fact that the generation\nregulated in Chapter XII of this standard has the fundamental objective\nof regulating small-scale generation for self-consumption with the option of\nexchanges with the distribution companies, exchanges that can be\nonly of physical units, or monetary when ARESEP establishes the corresponding\nrate. Eliminating this restriction would turn small-scale\ngeneration into generation oriented towards the production and sale of energy,\nwhich is not intended in this standard. In that sense, for generation\nproject purposes with the sole objective of selling energy, there are\nmechanisms established in Laws 7200 and 7508. Regarding equipment,\nin some cases there is indeed a need to install a measurement device,\nwhich the interested party must install and provide access to the distribution company.\nConsequently, the petition of ACESOLAR is rejected.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nSmall-scale generation for self-consumption: Generation of electric energy in installations with\ncapacities less than or equal to 1000 kVA, carried out from renewable sources, and at the\nconsumption site, for the purpose of satisfying the energy needs\nof the subscriber-user by interacting with the distribution network, with the\noption to buy-sell, at the price determined by the Regulatory Authority, or exchange surplus production with the distribution company, of\nup to 49% of the monthly energy produced with the electric distribution network.\n\nJustification: The wording is improved to strengthen the\napplicability and consistency of the definition with the rest of the articles.\n\nARESEP: Technical analysis. The improvement in wording is accepted, considering\nthat it provides greater understanding of the term and is not a substantive\nchange to the articles.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nIt should be clarified that energy exchanges will be permitted only\nwith the distribution company, as it could be interpreted that the exchange\nwould also be valid between customers. In addition, it is necessary to indicate that the\npower of 1000kVA refers to the nominal power of the generator or set\nof generators.\n\nARESEP: Technical analysis. The improvement in wording is accepted, considering\nthat it provides greater understanding of the term and is not a substantive\nchange to the articles.\n\n(.)\n\nPrivate generator\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nIt is requested to eliminate the text: \"to a company that provides the public\nelectricity service in the distribution stage\" from this definition, so\nthe text would read: Private capital company or individual who is\ndedicated to generating electric energy for sale.\n\nJustification: The current wording should not be limited to the distribution\nnetwork, particularly when the majority of private generation\nis connected to substations. Details will be defined in the interconnection\ncontract.\n\nARESEP: Technical Analysis: Private generators are only\nauthorized to sell energy to companies that provide the public electricity service, understood as ICE, CNFL, and the eight established distribution companies in the country. The issue of interconnection is outside\nthe context of the standard's definition. Therefore, the\npetition from ACOPE and ENEL is rejected.\n\n (.)\n\nGenerator\n\n(.)\n\nACOPE\n\nIt is requested to eliminate the text: \"Subscriber or user who has a\nsystem for generating electric energy for self-consumption integrated into the\nnational distribution network.\" from this definition, so the text would read:\nCompany that generates electric energy. Justification: The wording should be\ngeneric, otherwise it creates confusion about the concept.\n\nARESEP. Technical analysis: What was stated by ACOPE is not accepted; the\nterm generator must be interpreted in the context of the standard. Both\ndefinitions provide clarity to the concept according to its use in\nthe standard.\n\nENEL:\n\nThe proposal includes the definition:\n\n\"Generator: Company that generates electric energy. Subscriber or user\nwho has a system for generating electric energy for self-consumption\nintegrated into the national distribution network.\" Request: It seems two\ndefinitions are included here, one for Generator and another for Self-generator.\nTo avoid creating confusion about the concept, it is requested to modify the\ndefinition to read:\n\n\"Generator: or individual who is dedicated to generating electric energy,\neither for sale or self-consumption\", eliminating the phrase: \"Subscriber or user who\nhas a system for generating electric energy for self-consumption\nintegrated into the national distribution network.\" which causes confusion.\n\nARESEP. Technical analysis: What was stated by ACOPE is not accepted; the term\ngenerator must be interpreted in the context of the standard. Both definitions\nprovide clarity to the concept according to its use in the standard.\n\n(.)\n\nDistribution line\n\n(.)\n\nWIND PLANTS:\n\nIt is requested to eliminate the phrase \"at medium and low voltage\" from this\ndefinition, so the text would read: Arrangement of supports, ducts,\nconductors, insulators, and accessories for distributing electricity, in\naerial or underground form, for its final use. Justification: It is not necessary to\nestablish the voltage, only the function. The electric system may evolve\nso that the distribution function comes to be performed at higher levels than\ncurrent ones, for example 138 kV.\n\nARESEP. Technical Analysis: The arguments of Wind Plants are\ncontrary to electrotechnics.\n\n(.)\n\nTransmission line\n\n(.)\n\nWIND PLANTS:\n\nIt is requested to eliminate the mention of \"high voltage\" in the wording of\nthis definition, so the text would read: Arrangement of structures,\nconductors, insulators, and accessories to fulfill the transmission function.\nJustification: It is not necessary to establish the voltage, only the function.\nCurrently, there are some lines that fulfill the transmission function at\na voltage of 34.5 kV, and there will be more in new generation\nprojects.\n\nARESEP. Technical Analysis: The arguments of Wind Plants are\ncontrary to electrotechnics.\n\n(.)\n\nMedium voltage\n\n (.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nMedium voltage: Voltage used for electric supply, whose\nnominal effective (rms) value is greater than 1000 Volts and\nless than 138 kV. Justification: This definition is made consistent with that of High Voltage, given that the transmission voltage\nused in Costa Rica is equal to or greater than 138 kV.\n\nARESEP. Technical Analysis. The definition is for the term \"Medium voltage\"\nand follows the ANSI C81.1-2008 standard; therefore, the request from\nCNFLSA is rejected.\n\n(.)\n\nMini generator\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nMini generator: Generators of electric energy with a generation\npower of more than 100 kVA and equal to or less than\n1000 kVA. Justification: This definition is made consistent with that of Small-scale generation for self-consumption.\n\nARESEP. Technical Analysis: the observation is accepted as it better\nclarifies the term.\n\n(.)\n\nNational regulations\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA\n\nNational regulations: Set of technical standards and procedures in\nwhich technical - economic rules of mandatory application are established,\nissued by the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).\nJustification: Criteria and in general any document issued by ARESEP are eliminated as part of the\nnational regulations since they must be based on the applicable legal procedure for\ntheir effectiveness.\n\nARESEP. Technical analysis: Every standard, (technical) guideline, or document\nissued by the Regulatory Authority is subject to the remedies established in\nthe Ley General de la Administración Pública; therefore, the\npetition is rejected.\n\nFurthermore, for documents issued under Article 25 of Law 7593, it\nis clear that they must be submitted to the public hearing procedure.\n\n(.)\n\nDelivery Point or Common Coupling Point\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nDelivery Point or Common Coupling Point: The delivery point is the\nbusbar system of the substation where the generator or user connects to\nthe national transmission network or the point in the distribution network where\nthe generator connects. In the case of small-scale generators for\nself-consumption, the delivery point will be that defined in the applicable technical standard\nfor service drops. Justification: The delivery point\nfor self-consumption generators is changed to that defined in the technical\nstandard applicable to service drops.\n\nARESEP: Technical analysis: Accepted because it is the term currently\nused in standard AR-NT-ACO \"Installation and Equipment of Electrical\nService Drops,\" clearer and adaptable to each interconnection possibility.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nThe delivery point must be that defined in the technical standard for\nservice drops, as tying it in this standard to the load terminals\nof the meter is not advisable since the measurement may be direct or\nindirect depending on the load, or the delivery point may be different from the\nmeasurement point. We recommend referring this definition to the service drop standard.\n\nARESEP: Technical analysis: Accepted because it is the term currently used\nin standard AR-NT-ACO \"Installation and Equipment of Electrical\nService Drops,\" clearer and adaptable to each interconnection possibility.\n\n(.)\n\nElectric transmission network\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nElectric transmission network: Part of the electric network made up of:\ntransmission lines, step-up substations (medium/high voltage)\nexcluding those for generation, step-down substations (high and medium voltage\nbusbars), switching substations or switchyards, and the\ntransformation, control, monitoring, and protection equipment associated, which fulfills the\ntransmission function and is bounded by the connection points of the\nagents that inject or withdraw energy. Justification: The\nclarification is included in the definition that step-up substations exclude\nthose for generation since these do not form part of the electric transmission\nnetwork but rather the generation business.\n\nARESEP. Technical Analysis: Not accepted because, from a regulatory\nperspective, step-up substations associated with generation plants\nform part of the transmission system.\n\n (.)\n\nElectric service\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is proposed to modify the definition of electric service as follows,\nso that it is clear what type of commercialization is referred to:\n\n\"Electric service: Availability of energy and power in the stages\nof generation, transmission, and distribution, as well as in the conditions of its\nretail commercialization.\"\n\nARESEP: Technical-legal analysis: The request from\nICE is not admissible in that the term commercialization in the definition\nis in a broad sense. That is, it encompasses retail commercialization (i.e.,\nthe sale of energy in small or large blocks for final use, in the case\nof users or high-voltage subscribers, or low-voltage users), as well as the sale\nof energy from generators to ICE or to distribution companies, and even the sale\nof surpluses from subscribers or users with surpluses and sale to distribution\ncompanies.\n\nCNFLSA, COOPELESCA\n\nElectric service: Availability of energy and power in the stages\nof generation, transmission, and distribution. Justification: The\nactivity of Commercialization is eliminated from the definition of Electric Service since\nit is already included in the activity of Distribution, given that Commercialization\nis not contemplated as an independent activity in the market model\nlegally established in our country.\n\nARESEP: Technical Analysis: the activity of commercialization is\ncontemplated as an independent activity from distribution, as\nindicated in subparagraph a) of Article 5 of Law 7593; therefore, the\nrequest from CNFLSA is rejected.\n\n(.)\n\nTransmission\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nIt is requested to eliminate the term \"high voltage\" in this definition. The\nwording would read: Transport of energy through electric networks.\nJustification: The transmission function does not contemplate specific or qualified\nvoltage levels.\n\nARESEP: Technical analysis: What was stated by ACOPE is not accepted; although\nit is true that transmission is associated with high voltage levels,\nstating this does not create confusion but rather clarifies the term.\n\n(.)\n\nArticle 5. Frequency of the National Electric System.\n\n(.)\n\nICE:\n\nThe drafting of this article must be modified, given that the national electrical system alone cannot comply with this criterion. The control of frequency deviations is carried out by all the electrical systems of Central America jointly.\n\nARESEP: Technical Analysis: This article establishes the nominal frequency of the National Electrical System (SEN). It is understood that in the current state of interconnection of the SEN, frequency is an electrical parameter of a regional nature. However, regardless of whether the SEN operates integrated with the Regional Electrical System (SER) or in isolated form, the nominal frequency of the SEN is 60 Hz, and the System Operator is responsible for maintaining it within the permitted variation ranges.\n\n(.)\n\nArticle 6. Voltages of the National Electrical System.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nThe values in the second and third columns of table 1 of this article must be corrected to be consistent in the presentation and in the tolerances established therein. The same base values from the current voltage quality standard must be used.\n\nARESEP. Technical Analysis: Accepted and corrected as it is a transcription error.\n\n(.)\n\nArticle 8. Planning principle.\n\n(.)\n\nENEL:\n\nIn subsection a. of Article 8, the proposed standard indicates: \"., under a short- and medium-term planning horizon (from zero to five years, with a maximum resolution of one month),.\" Request: We do not understand what \"maximum resolution of one month\" refers to; we request clarification.\n\nARESEP: Technical Analysis: Maximum resolution refers to the periodicity with which the different planning scenarios will be determined. (.)\n\nArticle 9. Planning strategy.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is recommended to add the word \"term\" to the text of the first part of the article as follows:\n\n\"For the proper operation of the SEN, the System Operator must develop a planning strategy that involves short- and medium-term goals (from zero to five years, with a maximum resolution of one month), taking into account for this purpose and as applicable:\"\n\nIn item \"d. Regarding the indication of 'The hydrology of the different hydroelectric plants and their minimum and maximum operating levels'\" the text should be expanded according to what was originally suggested by CENCE to: \"d. The hydrology of the different hydroelectric plants and the minimum and maximum operating levels of their reservoirs.\"\n\nIn item \"e. The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the long term and those of weekly, daily, and hourly regulation in the medium and short term\" it is recommended to change the term from long to medium (5 years) in accordance with the studies carried out by the SO and indicated at the beginning of Article 9. The wording would be as follows:\n\n\"The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the medium term and those of weekly, daily, and hourly regulation in the medium and short term.\"\n\nARESEP: Technical analysis. The formal observations are accepted and incorporated.\n\n(.)\n\nArticle 10. Additional technical criteria.\n\n(.)\n\na.\n\nICE:\n\nICE reiterates its comment made on Article 10, point b, which establishes that the SEN lines must be loaded below 85% of the nominal thermal capacity. Although this determination was incorporated since 2002, this does not mean it is desirable. Aspects such as the utilization of seasonal energy resources, regional transfers, maintenance work, etc., could require a redispatch of the SEN generation plants, producing flows on some lines that exceed the 85% loadability value. These redispatches are within the normal operation of a system and do not qualify as \"special, emergency, or operational safety criterion compliance conditions.\" This restriction unnecessarily increases the cost of the SEN.\n\nIt is requested not to set limits on the loadability of lines in nominal operation.\n\nARESEP: Technical analysis: The standard must be interpreted in an integral manner and the articles should not be interpreted in isolation. Subsection b establishes the optimization criteria for the maximum transfer through the transmission lines, taking as a reference that they do not exceed 85% of their nominal thermal capacity under normal SEN operating conditions. Notwithstanding this, subsection c establishes that in daily operation, overloads may occur as long as they are not permanent. In that sense, the MER operational safety criteria establish very clearly that only in the presence of contingencies can elements be operated at their permanent thermal limit in the event of a single contingency and at their emergency thermal limit in the event of multiple contingencies. Furthermore, operating SEN elements\n\nat maximum limits is to put the system in a permanent alert situation, since\n\nat any moment a situation could arise that implies exceeding the safe limits of such elements and even of the SEN as a whole. The System Operator, at its discretion, may exceed the established limits, without losing sight of the consequences that this may entail for the users of the SEN.\n\n(.)\n\nICE:\n\nICE reiterates its comment that operation in islands or isolated electrical subsystems occurs as a result of extreme events, which necessarily causes imbalances in the electrical service, making it inappropriate to request compliance with the same performance criteria as under normal circumstances. Oversizing a system to meet the same quality and reliability criteria in normal operation and during extreme contingencies is not a common practice and has a high cost that users must bear.\n\nAs an example, the Costa Rican system has the particularity that currently the largest generation is in the north and the largest load is in the center. If the system were to form islands between the north and the center, we would have excess generation in the north with little load, and in the center, excess load and little generation.\n\nMaintaining normal operating conditions in both islands necessarily requires over-installing (with respect to the total system) generation in the center, solely to be able to comply with this point of the regulation. Therefore, it is requested to eliminate this point from the present regulation.\n\nThis also applies to subsection j) of Article 11, where, in the event of islanded operation of the SEN, the installation of supplementary operational schemes is requested to allow operation under quality conditions, in a situation that is not desirable in the system's operation.\n\nTechnical analysis: This Agency is aware that operation in islands or electrical subsystems occurs as a consequence of isolated events, such as the contingency of October 21, 2013. Notwithstanding this, in no way can this Regulatory Agency permit the operation in islands or isolated electrical subsystems under negative quality conditions for users. If the System Operator cannot guarantee operation under quality conditions for any subsystem, it must refrain from doing so, except during a SEN restoration process.\n\nRegarding subsection J of Article 11, ICE must likewise assess technically, economically, and even probabilistically the advisability of operating an electrical subsystem in isolated form and consequently take the necessary precautions. It is reiterated again that if the System Operator cannot guarantee operation under quality conditions for any subsystem, it must refrain from doing so, except during a SEN restoration process, without prejudice to the liability implied by deficient supply conditions during the restoration process of the national or regional electrical system.\n\n(.)\n\nArticle 11. Load shedding for low frequency.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is requested to modify the highlighted text in the article as follows:\n\nThe low-frequency load shedding scheme in the network shall be implemented in accordance with the requirements determined by the corresponding studies prepared by the System Operator and coordinated with the participants of the electricity business (generators, transmitters, distributors, and high-voltage subscribers or users). The variation range, consisting of several stages, chosen for said scheme must be updated depending on the needs of the network and its evolution over time, and must be reviewed periodically and at least once a year. Account must also be taken of matters relating to spinning reserve to contribute jointly with the other electrical systems of Central America to avoid the partial disconnection of loads in the first stage of operation of this scheme, which is valid only when the SEN operates interconnected with the SER (it is not a requirement that can be met when the SEN operates in isolation). In that sense, the National Electrical System must be operated at all times with a minimum spinning reserve defined by the System Operator with the approval of ARESEP and which must also respect what is regulated by regional regulations. ARESEP: Technical Analysis: The request made by ICE to establish different operating conditions between isolated operation of the SEN and integrated operation with the SER is not accepted. The operation of the SEN in isolated form must conform to the best generally applicable technical practices and optimal levels of quality, continuity, reliability, etc., and the integrated operation with the SER must improve such levels.\n\n(.)\n\na. (.)\n\nICE:\n\nThe tripping of the largest generation unit in the system must not activate the first shedding stage, when the SEN operates interconnected with the SER.\n\nARESEP. Technical analysis: The request made by ICE is not accepted as there are no justifications for establishing radical operational differences between isolated and integrated operation of the SEN. No technical justifications are provided.\n\n(.)\n\nj. (.)\n\nICE:\n\nAs stated in the objection to subsection g of Article 10, operation in islands or isolated electrical subsystems occurs as a result of extreme events, which necessarily causes imbalances in the electrical service. In this sense, it is not appropriate to request compliance with the same performance criteria as under normal circumstances.\n\nTherefore, the request for the installation of supplementary operational schemes to allow operation under quality conditions, in a situation that is not desirable in the system's operation, is improper.\n\nTherefore, it is requested to eliminate this point from the present regulation.\n\nARESEP. Technical analysis: What is indicated in Article 10 is reiterated.\n\n(.)\n\nArticle 12. Adjustments of the frequency relays of the generation units.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is requested to change the text: \"ICE will be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all the units in the national generation fleet\" to the following: \"The System Operator will be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all the units in the national generation fleet.\" The foregoing given that the System Operator is the most appropriate ICE entity for said review, since it was the one that defined the values according to what is indicated in this same standard and is an entity that can verify generators that are not ICE, such as those belonging to distribution companies.\n\nARESEP: Technical analysis: The request made by ICE is accepted and the wording is corrected.\n\nACOPE, ENEL:\n\nIt is requested to change the name ICE to System Operator at the end of this article, whose wording would be: \"The System Operator shall specify the ranges within which each generator must adjust its frequency relays, in accordance with the stability analysis studies. The System Operator shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all the units in the national generation fleet.\" Justification: To be consistent in this regulation, it is necessary for the System Operator to have these powers. Furthermore, this prevents ICE from being judge and jury.\n\nARESEP: Technical Analysis: Accepted and corrected.\n\n(.)\n\nArticle 15. Responsibilities.\n\n (.)\n\nICE:\n\nIt is requested to change the limit of 5 MW to 1 MW in the following text: \"It is the responsibility of the System Operator to supervise in real time, as a minimum: the status of the circuit breakers, the voltages on the transmission system buses, the active and reactive power flows on the lines and transformers, the regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with a capacity equal to or greater than 5 MW.\" The foregoing because a regulatory vacuum is created for generators between 1 MW and 5 MW. Chapter XII of this standard regulates the conditions for generators smaller than 1 MW; this chapter IV presents the requirements for generators larger than 1 MW, following the criterion of the System Operator and what is indicated in Article 39. For example, there are currently plants with capacities between 1 MW and 5 MW that transmit data of interest to the SO to CENCE.\n\nIt is recommended that the text be: \"It is the responsibility of the System Operator to supervise in real time, as a minimum: the status of the circuit breakers, the voltages on the transmission system buses, the active and reactive power flows on the lines and transformers, the regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with a capacity equal to or greater than 1 MW.\"\n\nARESEP: Technical analysis: There is no regulatory vacuum between plants with a capacity greater than 1 MW and plants with a capacity less than 5 MW, since all plants below 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. Additionally, ICE does not indicate what data of interest to the SO these plants transmit, nor the impact on optimal operation and operational safety, in order for it to be evaluated by ARESEP with respect to its cost-benefit for the optimal operation of the SEN. Consequently, ICE's request is not accepted.\n\n(.)\n\nArticle 17. Maintenance of the SEN.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is requested to change the wording of this article to the following: \"In the scheduling of the maintenance of the different SEN elements, the impact on the system's operation must be reduced and, as far as possible, load shedding avoided. Annually, under the procedures and mechanisms proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority, ICE, the transmission and generation companies, and the high-voltage subscribers or users must send the System Operator the annual predictive and preventive maintenance program for the generating elements connected to the SEN at a nominal voltage level of 13.8 kV and higher, as well as elements of the transmission network.\n\nThe System Operator may make the necessary adjustments to the scheduling of maintenance activities for purposes of operational safety and optimal economic satisfaction of demand.\"\n\nThe new wording is proposed to avoid receiving maintenance plans for elements of the distribution networks.\n\nARESEP: Technical Analysis: ICE's request is not accepted, as it seems to forget that there are a large number of generators interconnected to the distribution networks, so it is important that ICE also receives maintenance data for distribution networks into which energy is injected to the SEN, which may affect its operation.\n\n(.)\n\nArticle 18. Frequency control: secondary and primary regulation.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is requested to change the limit of 5 MW to 1 MW in the following text: \"All plants in the system with capacities equal to or greater than 5 1 MW are obliged to operate complying with the technical requirements indicated by the System Operator, unless due to technical restrictions they are not capable of operating in that condition.\" The foregoing, because the current text creates a regulatory vacuum for generators between 1 MW and 5 MW. We believe that chapter XII of this standard regulates the conditions for generators smaller than 1 MW and that this chapter IV presents the requirements for generators larger than 1 MW, following the criterion of the System Operator indicated in Articles 39, 40, and 41.\n\nARESEP: Technical analysis: There is no regulatory vacuum between plants with a capacity greater than 1 MW and plants with a capacity less than 5 MW, since all plants below 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. ICE does not indicate the effects on the SEN of requesting requirements from plants below 5 MW and above 1 MW in order to be evaluated by ARESEP with respect to their cost-benefit in relation to the optimal operation of the SEN and its operational safety, much less the impact of a generator with a capacity of less than 5 MW on the primary and secondary regulation of the SEN. Therefore, ICE's request is rejected.\n\n(.)\n\nCHAPTER V.\n\nEXPANSION AND DESIGN OF THE NATIONAL ELECTRICAL SYSTEM.\n\nICE:\n\nThe title of this Chapter V suggests that its content is dedicated to regulating the expansion planning processes of the three subsystems of the electrical system (generation, transmission, and distribution). However, of the nine articles that comprise it, Articles 24 through 28 are exclusively dedicated to operational topics and design standards.\n\nWhile it is true that national energy policy is dictated by the Ministry of Planning and the Ministry of Environment and Energy, it is appropriate for ARESEP, as responsible for ensuring a correct expansion and design of the national electrical system, to incorporate Articles 20, 21, 22, 23 in Chapter V; however, Articles 24, 25, 26, 27, and 28 would be better placed in Chapter III: SEN operation planning. It is requested to relocate the five articles numbered 24 through 28 into Chapter III: SEN operation planning.\n\nARESEP: Technical analysis: For purposes of clarity regarding the objective and scope of this chapter, it will be titled \"EXPANSION AND DESIGN OF THE NATIONAL ELECTRICAL SYSTEM.\"\n\n(.)\n\nArticle 21. Transmission expansion.\n\n(.)\n\nICE:\n\nThe second paragraph of Article 21 presents an undesirable mix of transmission issues referred to generation issues, which are correctly addressed in Article 22.\n\nThis paragraph also mentions that a backup transformation system must be available in transmission and distribution substations so that, in the event of a failure of the largest transformation unit, the satisfaction of local demand is guaranteed. The wording is unclear as to whether the transformation capacity should be backed up per substation or whether backups must exist between substations to supply said demand.\n\nIt is requested to accept the following wording: \"Additionally, a transmission network must be planned that is flexible, robust, and technologically and structurally adapted to incorporate the greatest amount of available generation and the entire system load.\n\nFurthermore, backups must exist between transmission and distribution substations to guarantee the total satisfaction of the demand of a substation experiencing a failure in its largest transformation unit.\n\nARESEP: Technical analysis: The generation and transmission systems operate in an integrated manner, so there is no mixing of concepts. On the other hand, the transformation capacity must be carried out in an optimal technical and economic manner, either through backup of the transformation capacity per substation or through backups between substations. In any case, supplying the demand must be guaranteed. Therefore, what is requested by ICE is rejected.\n\n(.)\n\nArticle 22. Generation expansion.\n\n(.)\n\nRICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:\n\nIt does not consider the principle of total cost and avoided cost.\n\nIt does not consider that such cost may also be higher in modern technologies such as generation from solid waste, if compared to current rates for hydroelectric and wind power, since in Costa Rica there is no industry of this nature. However, FEMETROM has plans to produce from solid waste, which would allow reducing the cost in the future, through economies of scale once the first plants are established in the country. Furthermore, both ARESEP and ICE must contemplate in the cost structures essential elements to produce energy of this nature such as: 1- separation plants (MRFs) that encourage recycling and homogenization of solid waste used as fuels, 2- Gas cleaning systems to provide assurance that the plants operate within legal parameters, 3- Real-time monitoring systems auditable by health authorities. This implies that the capital structure to be considered within the investment item must not be limited only to the generation system but must include those elements. Solid waste generation plants not only provide direct environmental benefits by giving an alternative use to solid waste, but also reduce transportation costs and environmental pollution.\n\nAlso, indirect benefits by avoiding the loss of value of adjacent lands or social tension due to the installation of new sanitary landfills near population centers. It must be considered that thermal generation is replaced by a more reliable system that does not depend on seasonality or climate. These plants can operate 24 hours a day, as base energy that avoids the start-up of thermal plants. Furthermore, they can deliver distributed power, which improves the quality of the system and reduces the circulation of garbage trucks. Costs are being avoided due to the substitution. The principle of Avoided or Not Incurred Cost must therefore be established. Based on this principle, the total cost is lower as it decreases the use of thermal plants which operate above 30 cents of a dollar on average (in some cases up to 50 cents of a dollar) per Megawatt. Or the import of energy whose prices are also higher than the local average. Many times renewable energies may have higher prices but have additional benefits. These total benefits for the country must be determined and considered in the price as externalities. The determination of a price band must consider 1) the average price of electricity not purchased from the Central American market (floor of the band) 2) And the non-use of thermal plants at average monthly cost (ceiling of the band). The country must encourage investments in new technologies to stop depending solely and exclusively on energies that are variable such as hydroelectric, solar, or wind power and/or politically sensitive such as geothermal power within national parks, giving way to new alternatives not present in the country.\n\nARESEP: Technical analysis: This is a comment from Mr. Gutiérrez which does not request to correct, eliminate, or include any aspect. His comment is noted.\n\n(.)\n\nArticle 23. Petroleum-derivative-based thermal generation.\n\n(.)\n\nICE:\n\nAlthough ARESEP has the responsibility to ensure correct expansion and design of the National Electrical System, for the sake of quality, quantity, reliability, and continuity, the concept applied to thermal generation in Article 23 is not the desirable one for the SEN.\n\nIt is requested to accept the following wording: \"The incorporation and use of petroleum-derivative-based thermal generation must be the least possible, as long as it allows minimizing the total cost of the generation system. These thermal units, whose total cost (operation and investment) is optimal for the energy matrix, will be connected to a robust and flexible transmission system that allows the transport of thermal generation to the load centers of the National Electrical System.\"\n\nARESEP: Technical analysis: For greater clarity of the regulatory objective, the wording suggested by ICE is accepted.\n\n(.)\n\nArticle 26. Phase imbalance.\n\n(.)\n\nICE:\n\nRegarding the wording of the first part of Article 26, it is proposed to incorporate the highlighted text as follows: \"Under normal operating conditions, the voltage imbalance must not exceed 3%, under no-load conditions.\"\n\nARESEP: Technical Analysis: What is suggested by ICE has no impact on the regulatory objective of this article, so its request is rejected.\n\n(.)\n\nArticle 27. Safety.\n\n(.)\n\nICE:\n\nSubsection a) of this article defines voltage aspects and response times that the system must have after a fault is cleared, but it does not provide clarity regarding what type of fault and what voltage level are being referred to. For this reason, it is recommended to accept the following wording: a. Once a single contingency (n-1) of the Transmission System is cleared, the voltage must not remain below 80% of the nominal value for more than 700 milliseconds.\n\nAdditionally, it is recommended to modify the text of subsection \"c\":\n\n\"c. No overloads occur in lines or transformers\"\n\nTo the following\n\n\"c. No permanent overloads occur in lines or transformers.\"\n\nThe foregoing because Article 13 indicates that temporary overloads are permitted in the event of multiple contingencies.\n\nARESEP: Technical analysis: ICE's observations are not accepted because the voltage conditions must be met regardless of the type of fault, whether single or multiple. Furthermore, the operation of the system with overloads is permitted, but not the planning and design of the SEN under overload conditions. Moreover, the articles must be interpreted in an integral manner with the standard and not individually or in isolation.\n\n(.)\n\nArticle 31. Obligations of ICE and of the transmission and distribution companies.\n\n(.)\n\nWIND PLANTS:\n\nIt is requested to add the phrase \"For generating companies, these costs will be recognized in their rates\" in the second part of this article, whose text would read:\n\nThe following correspond to ICE, the generation and distribution companies, and the high-voltage users:\n\na. Pay the System Operator the charges corresponding to the control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority. For generating companies, these costs will be recognized in their rates. Justification: When the electricity sector has an open market, these charges make sense. Before that, they have no basis. In case they are charged, they must be recognized as part of the costs that must be included in the rates of\n\nprivate generators. This also applies to any other cost created in this regulation for these regulated entities.\n\nARESEP: Technical analysis: The System Operator must be financed. It is not necessary to add what is requested by Wind Plants, since all costs are considered in the rates.\n\nThe following correspond to ICE, the generation and distribution companies, and the high-voltage users:\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nFor point b) of this article, it is requested to maintain the 90-day period to respond to the interested party, since 120 days is a very prolonged and unnecessary period.\n\nNote that said period exceeds any reasonable period established in norms of a higher rank than this regulation. For example, Article 32 of the Law of Constitutional Jurisdiction defines a response period of ten business days; even (and only as an example and to create a parallelism) Article 261 of the General Law of Public Administration establishes that an administrative procedure must not take more than two months. The period proposed in this regulation doubles that without there being a reasonable justification for it.\n\nARESEP: Technical analysis: The standard establishes a maximum period of 120 days, which of course must be duly justified by the System Operator in each case.\n\nENEL:\n\nIn subsection a of Article 31, the proposed standard indicates \"Pay the System Operator the charges corresponding to the control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority.\" Such charges should not be applicable in a closed market. However, if applied, they must also be included as a cost to be compensated through the reference rates established by ARESEP for private generators. Request: To establish that said charges, as well as any other cost imposed by this regulation on regulated entities, will be included in the methodologies for calculating the reference rates estimated by ARESEP for the purchase of energy by ICE from private generators.\n\nARESEP: Technical Analysis: It is not considered necessary to include what is indicated by ENEL, since these are rate-related aspects that will be addressed when appropriate.\n\n(.)\n\nArticle 32. Obligations of interested parties and users:\n\n(.)\n\nICE:\n\nInclude in subsection \"c\" the highlighted text (bold and italics), since it is not being considered that another transmission company (EPR) exists in the country besides ICE:\n\na. Comply with the technical standards for the design, construction, assembly, commissioning, operation, and maintenance of their installations and equipment as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, and the distribution companies and approved by the Regulatory Authority.\n\nARESEP: Technical Analysis: What is indicated by ICE is accepted as it was an involuntary omission.\n\nACOPE, ENEL:\n\nThe word \"users\" must be removed from the concept \"generating users\" because the concept \"generating users\" is not defined. The word \"connected\" must also be removed because the obligations mentioned in this article apply to new interconnection requests. In the case of subparagraphs a), b), and i), we request to include, at the end of those subparagraphs, the following text: For generating companies, these costs will be recognized in their tariffs. Specifically for point a), it must be indicated that any payment must be in accordance with what the Regulatory Authority establishes, as applied in point b). Specifically for point c), it is necessary to include other participants such as private generators, interested parties, and users so that they may propose technical standards to be evaluated and approved by ARESEP. Any technical standard submitted to ARESEP must undergo due process as established by Law 7593. Eliminate point f) of this article, since an actor cannot be forced to submit to procedures and comply with requirements of another actor, without them being previously evaluated and approved by ARESEP. Justification: In the event that the charges indicated in subparagraphs a), b), and i) are collected, these charges must be recognized as part of the costs that must be included in the tariffs of private generators. This also applies to any other cost created in this regulation for these administered parties.\n\nARESEP. Technical Analysis: The definition of \"user\" and \"generator\" exists, so the term \"generating users\" is easily understandable. Furthermore, the article establishes both obligations for connected users and for interested parties in the process of applying for a connection to the National Electric System (SEN). Regarding the costs, it is redundant to indicate what ACOPE has stated, since these costs will be taken into account in tariff setting. The costs of access studies are an administrative process to be carried out by the CENCE; in the event of a dispute between the CENCE and an interested party over the amount of said study, the Regulatory Authority will resolve in accordance with its legal powers. Regarding subparagraph c, what ACOPE indicated is accepted and incorporated, and finally, what ACOPE requested regarding eliminating point f is inadmissible, as it would be reaching the limits of co-administration with the companies.\n\nENEL, WIND POWER PLANTS:\n\nIn subparagraph a of Article 32, it states \"Pay the ICE, the transmission company, or the distribution company the costs incurred for carrying out the studies occasioned by the connection request\"; in subparagraph b, it states \"Pay the charges, where applicable, associated with the connection, use, and services of the transportation and distribution network, as established by the Regulatory Authority\"; additionally, in subparagraph i, it states \"Pay the System Operator the charges corresponding to the control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority\". These charges are the responsibility of the ICE, which are included in its tariff model for energy sales from that Institute to its users. However, if transferred to private generators, they must be included in the reference tariff calculation methodologies estimated by ARESEP for the purchase of energy by the ICE from private generators. Request: To clarify that these charges, as well as other costs established in this regulation for these administered parties, must be established by ARESEP, and that they will be included in the reference tariff calculation methodologies estimated by ARESEP for the purchase of energy by the ICE from private generators. Likewise, we request modifying the term \"generating users\" in the article to \"Generators,\" in order to provide consistency to the regulation.\n\nARESEP: Technical Analysis: It is not considered necessary to include what ENEL has pointed out, as these are tariff aspects.\n\n(.)\n\nArticle 33. Ownership of connection equipment.\n\n(.)\n\nICE:\n\nModify the text as indicated: \"If the connection is technically and economically viable, but the ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to offer the point of connection, the user may run execute with their own resources the construction of the point of connection, provided they comply with the requirements established by the transmission company, the distribution company, and the 'connection contract' (Chapter VII of this standard).\" Technical analysis: It is an improvement in wording. It is accepted and incorporated.\n\nACOPE, ENEL:\n\nModify the first paragraph of this article to add the term: \"in subparagraph c) of Article 32 of this standard,\" as follows: \"If the connection is technically and economically viable, but the ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to offer the point of connection, the user may run with their own resources the construction of the point of connection, provided they comply with the requirements established in subparagraph c) of Article 32 of this standard.\" Justification: It is necessary to eliminate the intrusion of other actors in the regulatory functions that are exclusive to ARESEP; therefore, we request adjusting the wording of subparagraph c) of Article 32 of the proposed regulation, which, in relevant part, states that:\n\nArticle 32. Obligations of interested parties and users:\n\nThe following obligations are established for interested parties and generating users connected to the SEN at high and medium voltage, as applicable:\n\nc. comply with the technical standards for design, construction, assembly commissioning, operation, and maintenance of their installations and equipment as established by the standards disseminated by the System Operator, the ICE and the distribution companies and approved by the Regulatory Authority.\n\nIt is important to highlight that the proposal notes a series of delegations in favor of the Costa Rican Electricity Institute (ICE), the system operator, which rather fall within the list of exclusive powers of the Regulatory Authority that cannot be delegated, despite the fact that ARESEP is the entity called upon to establish these technical standards that inevitably affect the quality of service provision. This power-duty is well known to ARESEP, as it is established in Articles 5, subparagraph a), and 25, both of Law 7593, Article 4 of Executive Decree No. 29732-MP, and even the technical standards established in resolutions RRG-2242 of 8:30 hours, RRG-2444 of 8:50 hours of December 21, 2001, and RRG-2439-2001 of 8:30 hours, all of December 21, 2001, which include standards regarding design, assembly, and construction of equipment. That is, both through a legal-ranking norm and through resolutions of the regulatory entity, quality standards are the exclusive and non-delegable power of ARESEP, derived from the objects and purposes for which it was created. The General Law of Public Administration is very clear in its Article 90, subparagraphs c) and d), which, in relevant part, state:\n\n\"Article 90.-\n\nDelegation shall always have the following limits: (.)\n\nc) Neither a total delegation nor a delegation of the essential competencies of the body, which give it its name or justify its existence, may be made;\n\nd) Delegation may only be made between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and the nature of the function; .\" Two ideas are extremely important to consider. The first is the content of subparagraph c). The essence of the Regulatory Authority is to regulate those companies that provide services to which the legislator has given the connotation of public service:\n\n\"Article 5.- Functions\n\nIn the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs; in addition, it shall ensure compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards, according to Article 25 of this law. The aforementioned public services are.\"\n\nAs a corollary to its regulatory powers, ARESEP is empowered to issue sectoral technical regulations through which essential aspects that public service operators must comply with during service provision are regulated. The underlying logic is that there would be an evident conflict of interest to the detriment of one of the parties if ARESEP delegates to one of the administered parties the setting of technical requirements that affect the quality of the service or delegates this power without establishing a series of objective parameters so that the providers define said requirements based solely on the subjectivity of the official. This conflict of interest will logically affect the private energy generating companies, which would be forced to comply with requirements that were not approved by ARESEP through the mechanisms provided for by Law 7593.\n\nThe Attorney General's Office (Procuraduría General de la República), through Opinion C-134-2001, stated that:\n\n\"For this Office, based on these norms, it is clear that the public entity responsible for archaeological rescues in Costa Rica is the National Museum. This attribution has been granted to it for its specific suitability for the proper protection and rescue of the archaeological heritage, in the terms used by Law No. 1542 of March 7, 1953:\n\n'Article 1.- The National Museum of Costa Rica is the center responsible for collecting, studying, and properly conserving representative specimens of the country's flora and fauna, and of the minerals of its soil, as well as its historical and archaeological relics, and shall serve as a center for exhibition and study. With that objective, and in order to promote the development of national ethnography and history, it shall take advantage of the scientific collaboration that best suits its purposes.' (Highlighting does not belong to the original)\n\nConsequently, the archaeological rescue is an exclusive task of the National Museum, conferred by virtue of its technical suitability, which is why its delegation is not appropriate under the terms of Article 89, subparagraph 3) of the General Law of Public Administration, which provides: 'Delegation shall not be possible when the competence has been granted to the delegator by reason of their specific suitability for the position.'\n\nIn the same sense, the essential competencies of the body or those that justify its existence cannot be delegated (Article 90, subparagraph c) of the same normative body). And this occurs with respect to the archaeological rescue work under the responsibility of the National Museum.\"\n\nThe case of ARESEP is the same as that set forth in the Attorney General's Office's criterion; by its specific suitability, it is this entity, and not the operators or administered parties, who must define requirements for service provision.\n\nConcerning subparagraph d) of Article 90 of the General Law of Public Administration, delegation is not possible between institutions of such different functions and competencies as ARESEP and the ICE. In the words of the Attorney General's Office:\n\n\"Article 84 of the General Law of Public Administration regulates matters relating to the transfer of administrative competencies, regulating the various forms it can assume: delegation, avocation (avocación), substitution of the holder or of an act, subrogation, and substitution (suplencia).\n\nFor all these types of transfer, it is established that in the case of external competencies transferred from one body to another, or from one public servant to another, they shall require an express rule to be deemed authorized; said rule must be of a hierarchical rank equal or superior to that which creates the competence, and transfer by virtue of practice, use, or custom is expressly proscribed (Article 85).\n\nOn the other hand, numeral 87 of said normative body introduces two fundamental requirements for the validity of a transfer of this nature: first, it must be temporary, and second, it must be carried out through a reasoned decision, understanding that these requirements must be met in the act of transfer.\n\nArticle 90.-\n\nDelegation shall always have the following limits:\n\n.\n\nc) Neither a total delegation nor a delegation of the essential competencies of the body, which give it its name or justify its existence, may be made;\n\nd) Delegation may only be made between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and the nature of the function; and\n\n.\n\nLikewise, we must emphasize that the possibility of delegating competence is limited, and given this, the delegation may be revoked at any time by the delegating body. Similarly, it is established in law that delegation operates only between bodies of the same class, by reason of the subject matter, territory, and the nature of the function. Delegation consists of the temporary transfer of attributions from one physical person to another, it being understood that they are heads of bodies of the same organization.\n\nCONCLUSIONS\n\nc) Delegation as a means of transferring competencies can only operate through an express rule and between bodies of the same class, by reason of the subject matter, territory, and the nature of the function. Given this, a social worker from an institution outside IMAS could not be empowered to perform the qualification legally assigned to it, since there is no rule authorizing it, and since IMAS is a decentralized entity of the State that, consequently, cannot delegate to other entities or bodies of the Administration the exercise of a legally assigned public attribution;.\"\n\nDelegation is an act of will of the Public Administration that is subject to the requirements imposed by law, which translate into an impassable limit derived from the constitutional principles of Legality and the Prohibition of Arbitrariness.\n\nConsequently, the delegation that ARESEP intends to approve cannot operate, since there is no legal-ranking rule that expressly enables said Authority to delegate regulatory powers in favor of the ICE or any other public service provider.\n\nARESEP. Technical analysis: For greater clarity, what ACOPE requested is indicated; however, it is clarified to them that this Body is not delegating its responsibilities but rather avoiding reaching a degree of co-administration with the companies.\n\n(.)\n\nArticle 34. Connection contract.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL:\n\nWe request the inclusion of a maximum period of 15 calendar days for the review of the connection contract by the System Operator.\n\nARESEP. Technical analysis. This is an aspect to be established in the protocols and procedures proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority. For greater clarity, the above is indicated at the end of the article.\n\nICE:\n\nOnce again, the need is emphasized for a connection agreement that applies to works belonging to the same owner of the transmission or distribution network to which they connect, and where a contract cannot be signed because it is the same legal entity. Example: ICE plants connecting to the ICE transmission network or distribution company plants that connect to their own network. The Regional Electricity Interconnection Commission (CRIE) requests in Article 4.3.5.1 of Book III of the Regional Electricity Market Regulations (RMER) for the commissioning of the connection in the Regional Transmission Network (RTR):\n\n\"The commissioning of a connection shall be authorized by the EOR, in consultation with the OS/OM and the Transmission Agent, when the applicant has complied with the following:. d) The signing of the Connection Contract or granting of the connection authorization, in accordance with the provisions of the national regulations of each country; and .\"\n\nTherefore, we request modifying the title of Article 34 to the name: \"Connection contract or agreement.\"\n\nARESEP. Technical Analysis: Contract or agreement are the same term, so what the ICE requested is rejected.\n\n(.)\n\nArticle 35. Contractual aspects.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL, WIND POWER PLANTS:\n\nWe request adjusting the wording as proposed below. Text with strikethrough is understood to be eliminated. Text highlighted in bold and underline is understood to be included:\n\nThe \"Connection Contract\", both for new and existing connections, must include at least the following information:\n\na. Definition of the terminology used and the manner in which the contract should be interpreted.\n\nb. Determination of the object and scope of the contract, including the obligations imposed on the System Operator, the ICE, the transmission company, the distribution company, or the users.\n\nc. Citation of the legislation that forms part of the contract and governs its interpretation and scope:\n\ni. Laws 7593, 7200, 7508 and their reforms, and related regulations and laws\n\nii. Current resolutions on energy connection and transportation charges, in the transportation or distribution networks, as well as system operation charges corresponding to the System Operator, issued by the Regulatory Authority.\n\niii. Technical and economic standards issued by the Regulatory Authority.\n\niv. Technical standards proposed by the System Operator or the ICE and approved by the Regulatory Authority\n\nd. Charges for connection to the transmission or distribution network set by the Regulatory Authority\n\ni. Determination of the charges to be paid by users, method of billing and payment.\n\nii. Schedule for the design, acquisition, construction, and commissioning of the connection.\n\niii. Frequency of charge review.\n\niv. Information that the user must provide to the System Operator, the ICE, transmission company, or distribution company so that they can calculate the corresponding charges and be approved by the Regulatory Authority.\n\ne. Charges corresponding to the control, supervision, and integrated operation of the SEN, set by the Regulatory Authority.\n\nf. Description of the works and equipment that are part of the connection as well as the physical limits of the property:\n\ni. Of the real estate.\n\nii. In the high, medium, and low voltage equipment.\n\niii. In the protection circuits.\n\niv. In the synchronization circuits.\n\nv. In the control circuits.\n\nvi. In the chronological event recording equipment and fault recorder.\n\nvii. In telecommunications and remote control.\n\nviii. In the measurement and remote measurement circuits.\n\nix. In the fire suppression system.\n\nx. Other aspects that need to be specified.\n\ng. Of the transfer to the ICE, the transmission company, or the distribution company of the derivation lines and the point of connection.\n\nh. Assignment of responsibility and the technical conditions of operation and maintenance, preventive and corrective, to coordinate their execution in such a way as to reduce equipment and/or line unavailability times.\n\ni. Rights and conditions of personnel access to installations.\n\nj. The services provided between the parties such as:\n\ni. Operation.\n\nii. Maintenance.\n\niii. Communications.\n\niv. Auxiliary services.\n\nv. Electrical supply for own services.\n\nvi. Loan or lease of equipment\n\nvii. Supervision, measurement, and information services.\n\nk. The responsibilities for all services agreed upon between the parties.\n\nl. Specification of the term of validity and causes for termination of the contract.\n\nm. The causes for modifications and cancellations of the contract.\n\nn. Civil liability insurance policies for damages as a consequence of deficiencies or operational failures in installations and equipment.\n\no. Technical requirements requested by the System Operator.\n\np. List of annexes containing the documents related to the contract.\n\nq. Any other aspect regulating the duties and rights of the parties. Justification: Subsection iv of point c) creates legal uncertainty and relieves ARESEP of its mandate, therefore it must be eliminated. This is already contemplated in subsection iii of point c). In point d) any charge or tariff for the services of this regulation must be previously determined by ARESEP, and if charged to private generators, these charges must be recognized as part of the costs that must be included in their tariffs. This also applies to any other cost created in this regulation for these administered parties. Additionally, sub-index i is a repetition of the postulate indicated in d. The other topics of sub-indexes ii through iv have no relation to charges, and therefore must be eliminated. Sub-index x of point f) is unnecessary and confusing. It must be eliminated. In the case of point n), the justification for this requirement, which has not existed before in the SEN, is not understood. It is better to eliminate it. In the case of point q), the regulation must be exhaustive, and it is not appropriate to leave open clauses that produce legal uncertainty and indeterminacy. It is better to eliminate it.\n\nARESEP: Technical analysis: For greater clarity, it is considered appropriate to keep subsections iv and iii of point c). No legal uncertainty is evidenced, as ACOPE claims. Furthermore, it is unnecessary to point out what ACOPE indicated in relation to the recognition of these costs in tariffs. In relation to sub-index i of point d), it is relocated for greater clarity. The other sub-indexes remain as they are. Sub-index x of point f) is necessary to remain in order to establish special contractual conditions. Regarding point n), the establishment of civil liability insurance policies is necessary. And lastly, it is necessary to establish special contractual conditions agreed upon by the parties.\n\n(.)\n\nArticle 38. Technical requirements for connections.\n\n(.)\n\nENEL:\n\nIn Section A of Article 38, it states \".the external insulation and insulation coordination requirements at the user - ICE or transmission company or distribution company connection site must comply with the applicable standards, at the time of its design\". Request: Adjust the text, indicating \".must comply with the regulations approved by the Regulatory Authority, at the time of its design\". In subparagraph f of Section A of Article 38, it states \"Connections to the SEN must have a grounding system in accordance with what the ICE or the distribution company, as applicable, establishes\". However, it is ARESEP that must include the technical requirements and indicate them as part of this regulation. Request: Adjust the text, indicating \"Connections to the SEN must have a grounding system according to the regulations approved by the Regulatory Authority\". Additionally, we request specifying the requirements and including them in this regulation.\n\nARESEP: Technical Analysis: The Regulatory Authority cannot proceed to establish details of technical regulations regarding the design of electrical infrastructure and equipment, aspects that are the responsibility of the electrical companies, and the Regulatory Authority must endorse said standards, if considered appropriate from a regulatory point of view, and resolve the conflicts that arise. Otherwise, it would be reaching a state of co-administration.\n\n(.)\n\nArticle 39. Technical requirements for connecting generators to the SEN.\n\n(.)\n\na. Protection equipment.\n\n(.)\n\nICE:\n\nWe request adding the text at the end of the second paragraph of subparagraph \"b\", highlighted below:\n\n\"The ICE or the transmission company and the System Operator will provide the Generator with the clearing times of the primary and backup protections for faults in the Generator's equipment connected directly to the transmission system and for faults in the ICE or transmission company's equipment connected directly to the Generator's equipment, from the start of the fault until the arc extinguishes in the power circuit breaker. The System Operator will specify for non-conventional renewable generation plants, greater than 1 MW, the minimum requirements required to withstand voltage dips (huecos de tensión) in the transmission network without their disconnection from the SEN, in order to guarantee the security and reliability of the National Electric System.\" The above is necessary to cover the requirements of technologies such as photovoltaic and wind plants.\n\nARESEP: Technical analysis: It is not considered necessary, as the second paragraph is clear in itself for all types of primary energy sources. The system operator must establish such requirements in accordance with what is indicated in Article 45 of this standard and in the connection contract (Articles 34 and 35).\n\n(.)\n\nf. Supervision and control equipment.\n\n(.)\n\nACOPE, WIND POWER PLANTS:\n\nWe request adjusting the wording as proposed below. Text with strikethrough is understood to be eliminated. Text highlighted in bold and underline is understood to be included:\n\na. Interruption equipment.\n\nEvery connection between a \"Generator\" and the SEN must be through power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the point of connection. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, the ICE or the distribution company will provide the user, within a period not exceeding 90 days counted from the day after the request is formulated and as part of the connection study (Article 30), the necessary information on short-circuit current values and the capacity of the power circuit breakers of the transportation or distribution system at the point of connection.\n\nb. Protection equipment.\n\nThe protections of the generation units and their connections to the transmission system must comply with the requirements that the ARESEP ICE or the transmission company and the System Operator establish to reduce to a minimum the impact on the SEN due to faults in circuits owned by the generators.\n\nThe ICE or the transmission company and the System Operator will provide the \"Generator\" with the clearing times of the primary and backup protections for faults in the \"Generator's\" equipment connected directly to the transmission system and for faults in the ICE or the transmission company's equipment connected directly to the \"Generator's\" equipment, from the start of the fault until the arc extinguishes in the power circuit breaker.\n\nBased on the standards of this regulation At the discretion of the ICE and the System Operator, the \"Generator\" must provide a circuit breaker failure protection, which must order the tripping of all local or remote circuit breakers that guarantee the clearing of the fault within an adjustable time after the circuit breaker failure condition is detected.\n\nAdditionally and always according to the standards established by ARESEP at the discretion of the ICE or the transmission company and the System Operator, the \"Generator\" must provide the following protections that minimize the impact of faults on the SEN:\n\ni. Pole slip protection, which will be required according to the operational requirements of the SEN.\n\nii. Over-frequency and under-frequency protection according to the limits specified in the operation plan and Article 12 of this standard.\n\nThe protection systems must have backup equipment to guarantee the integrity of the protection schemes and must be properly coordinated, according to the requirements of the ICE or the transmission company and the System Operator, and also installed by mutual agreement with the ICE.\n\nSimilarly, the protections of the generation units and their connections to the distribution system must comply with the requirements that establish ARESEP that the distribution company and the System Operator establish to reduce to a minimum the impact on the SEN and the distribution network due to faults in circuits owned by the generators.\n\nc. Commercial measurement equipment.\n\nThe \"Generator\" The transmission company or the distribution company, as applicable, must provide the infrastructure and necessary equipment at the point of connection to carry the required information for measuring and recording power, and quality, for tariff purposes, in accordance with the provisions of technical provision AR-NTCON \"Use, Operation and Control of Electric Meters\" and with the Regional Commercial Measurement System, as applicable.\n\nd. Telecommunications equipment.\n\nTo ensure correct operational control and coordination between the \"Generator\" and the System Operator, as stipulated in the \"Connection Contract\" and at the System Operator's discretion established in protocols approved by the Regulatory Authority, one or more of the following telecommunications services must be established:\n\ni. Operational telephone service.\n\nii. Teleprotection.\n\niii. Emergency communication service (ICE mobile network base station, public switched network, cellular telephony) that provides backup in cases of operational telephone collapse.\n\niv. Telefax service\n\nIn addition to the above services and always at the discretion of the System Operator and the ICE, the communications infrastructure must be provided to carry the following information from the point of connection to the transmission network:\n\ni. Data generated by the supervision and control equipment, according to subparagraph f) of this article.\n\nii. Data from the fault recording equipment, according to subparagraph e) of this article.\n\niii. Data from the commercial measurement equipment, according to subparagraph c) of this article.\n\ne. Fault recording equipment.\n\nThe \"Generator\" must have a fault-recording system that allows the System Operator to supervise the performance of the \"Generator's\" connection circuits to the SEN at the point of connection. The technical requirements of the fault-recording system shall be specified by the System Operator in coordination with the ICE.\n\nf. Supervision and control equipment.\n\nThe \"Generator\" must have the necessary infrastructure and equipment to transmit the information required for supervision and control by the System Operator.\n\nJustification: In point b), the phrases that refer regulatory matters to the criteria of the ICE or the transmission company, or the System Operator, or the distribution companies, are eliminated. It is not understood how ARESEP proposes to transfer regulatory and control functions, which are its own, to other actors in the SEN. This provision is absolutely arbitrary, and a technical standard cannot be left to the whim of other entities regulated by ARESEP. It is the Regulatory Authority that must explicitly include the requirements for this and other technical matters. Annexes are included as a technical proposal at the end of this document.\n\nIn the case of points d) and e), the reason for their elimination is that the generator may not have control over that infrastructure, so it is not possible to establish obligations that cannot be met. It is important to clarify this issue, as it creates legal uncertainty. This issue cannot be left without due detail at the regulatory level. For its proper treatment, an annex is attached at the end of this document. Additionally, the use of quotation marks around the word generator is not understood, considering it is part of the definitions.\n\nARESEP: Technical Analysis: Regarding point b), it is necessary to clarify to ACOPE that ARESEP is a regulatory body that supervises the actions of the different participants in the electricity industry. It is not an operator to assume responsibilities that do not correspond to it, as this would lead to a state of co-administration with respect to the System Operator; the transmission and distribution companies must assume their responsibilities regarding the operation of their networks. In that sense, if a controversy arose due to the actions of the System Operator, the distribution or transmission companies, ARESEP would resolve the conflict, in accordance with its legal powers. Consequently, what is indicated by ACOPE is not accepted, since ARESEP cannot reach a level of detail regarding design and construction standards, as this would lead to a level of co-administration. ARESEP must review requirements and evaluate that they are not abusive and resolve all conflicts that arise in this matter, but never reach that level of detail. In relation to points d) and e), ACOPE does not indicate why it cannot have access to this equipment. And finally, regarding the quotation marks on the word generator, these were eliminated as a result of the previous hearing to which this proposed standard was subjected.\n\n(.)\n\nArticle 40. Technical requirements of the generator.\n\n(.)\n\nc. Protection adjustments.\n\n(.)\n\nACOPE, ENEL, WIND FARMS:\n\nIt is important to indicate that for all the requirements of this article, there are international standards that must be included in this regulation.\n\nARESEP: Technical Analysis: This Regulatory Body is aware of the existence of international standards, but it is reiterated to ACOPE that the regulatory body cannot reach a level of detail that implies co-administration.\n\n(.)\n\nArticle 41. Auxiliary services that the Generator must provide.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is requested to change the limit of 5 MW to 1 MW in the following text:\n\n\"All Generators with generation units equal to or greater than 5MW 1MW, at the request of the System Operator and under the conditions established by it and approved by the Regulatory Authority, must provide:.\"\n\nThe above is because it creates a regulatory gap for generators between 1 MW and 5 MW. It is considered that Chapter XII of this standard regulates the conditions for generators smaller than 1 MW and that this Article 41 presents the requirements for generators larger than 1 MW, following the criteria of the System Operator indicated therein.\n\nSubsection i\n\nRegarding subsection \"i.\" of this article, the following highlighted text must be added:\n\ni. Voltage control and reactive power supply.\n\nNote: It is not of interest that generators control reactive power, but that they have the capacity to supply it.\n\nARESEP: Technical Analysis: There is no regulatory gap between plants with power greater than 1 MW and plants with power less than 5 MW, since all plants less than 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. The ICE does not indicate the effects on the SEN of requesting requirements from plants less than 5 MW and greater than 1 MW to be evaluated by ARESEP regarding their cost-benefit in relation to the optimal operation of the SEN. Regarding subsection i, indicating control of reactive power implies the capacity to supply it. However, for greater clarity, it is indicated \"Voltage control and reactive power supply.\"\n\nACOPE, ENEL:\n\nAt the end of this article, it is necessary to include the phrase: \"For generating companies, these costs will be recognized in their tariffs.\"\nJustification: ARESEP must recognize these costs in the generators' tariffs if they are charged, after the Regulatory Authority defines its calculation methodology and its setting.\n\nARESEP: Technical analysis: It is unnecessary to indicate what is requested, since those are tariff matters.\n\n(.)\n\nArticle 63. Restriction percentage for operational security.\n\n(.)\n\nICE:\n\nIt is recommended to modify the indicator. The practice of restriction for operational security sometimes requires applying limits to the total power transmitted by a group of transmission lines. The above implies problems in calculating an \"EGRESTOP\" because the distribution of power flows occurs following electrical impedance ratios and the SEN's operating point. The above makes it impossible to calculate the desired value per element, since conditions of active power distribution through the lines and possible dispatch upstream of this point in the network would have to be assumed.\n\nIt is requested to modify the indicator to a percentage time index of the line operating restricted. This could be equal to the semi-annual time in which the line is restricted divided by the total time in hours of the semester. This would give an indication of restricted zones.\n\nARESEP: Technical analysis: The restriction situations for groups of transmission lines are understood, but we do not understand the limitations in calculating the indicator. Additionally, the ICE recommends modifying the indicator to a percentage index of the line operating in a restricted manner, but does not provide a concrete proposal in this regard.\n\n(.)\n\nArticle 66. Utilization factor of a substation.\n\n(.)\n\nICE:\n\nThe last formula of this article in the current text of the standard is defined as follows:\n\nGiven that the indicator is for measuring the degree of utilization, the ARESEP is requested to modify the formula by eliminating the capacity of the largest unit, since this is a global value that will be measured over an entire semester, where the normal operating condition will be with all transformation units in operation. The proposed formula would be as follows:\n\n \n\n \n\nARESEP: Technical analysis: The ICE is not clear in its arguments, so its request is rejected.\n\n(.)\n\nArticle 80. Classification of unavailabilities.\n\n(...)\n\nb) By their origin\n\nACOPE, ENEL, WIND FARMS:\n\nIt is requested to replace the values in table 6, located in point b) of this article, so that it reads as follows:\n\nTable No. 6\n\nClassification of unavailabilities by their duration\n\n \n\n \n\n| Type of Unavailability | Duration |\n| --- | --- |\n| Temporary | Less than or equal to 48 hours |\n| Prolonged | Greater than 48 hours |\n\n \n\nJustification: 30 minutes is too short a period and would create a high, costly, and unnecessary workload; therefore, 48 hours is proposed as a more reasonable period.\n\nARESEP: Technical analysis: ACOPE does not detail why it would result in a high workload. Furthermore, it is a classification of unavailabilities. ACOPE's opposition has no technical or legal sense, so it is rejected.\n\n(.)\n\n \n\nCHAPTER XII\n\nSMALL-SCALE GENERATION FOR SELF-CONSUMPTION\n\n \n\nChapter XII regulates the activity of small-scale generation with renewable sources, both for self-consumption and for the use and sale of surpluses. As these are two activities with very different regulatory conditions and characteristics, it is appropriate that they be dealt with clearly differentiated in the standard, for which we request that the definitions and basic concepts indicated below be adopted.\n\nThe definitions of the distributed generation activities under consideration are:\n\nOff-Grid Generation:\n\nGeneration of electric power carried out by an electric customer within their installation, for the sole purpose of supplying only their own electric needs. It is carried out disconnected from the SEN and therefore is not regulated by this standard.\n\nDistributed Generation for Self-Consumption:\n\nGeneration of electric power, carried out by the electric customer within their installation, with the sole purpose of exclusively satisfying their own electric needs, operating in parallel with the SEN.\n\nSmall-Scale Distributed Generation:\n\nGeneration of electric power with small-scale generation systems, carried out by the electric customer within their installation, operating in parallel with the SEN, with the dual purpose of satisfying their own needs and selling surplus energy to the distribution company.\n\nIn accordance with the previous definitions, the basic concepts that the standard must contain are the following:\n\nOff-Grid Generation:\n\nNot connected to the SEN\n\nDoes not require a concession\n\nAs it is a private activity, it does not need to be regulated by this standard\n\nDistributed Generation for Self-Consumption:\n\nParallel operation with the SEN\n\nDoes not require a concession\n\nCarried out by an electric customer within their electrical installation, therefore connected to the SEN through their electric service connection\n\nBy national energy policy, it is restricted to renewable sources or cogeneration\n\nAs the sole purpose is to partially or totally satisfy the customer's own electricity needs, the customer cannot sell energy nor expect any remuneration from the electric company\n\nAs it is beneficial for both the electric customer and the national electric system, any eventual power surpluses that the customer injects into the grid will be accumulated in an annual account to offset the customer's accumulated demand.\n\nAnnual cumulative injections in excess of annual cumulative demands will not be recognized by the distribution company\n\nThe start date of the annual period must be set for each customer according to the type of source of the generation system, to allow maximum utilization of the seasonal cycle of the renewable natural resource\n\nThe generation system can be of any size, as it is economically limited by its self-consumption function\n\nFor the same reason, the customer's connection will, in most cases, be adequate to support the operation of the self-consumption system\n\nSmall-Scale Distributed Generation:\n\nParallel operation with the SEN.\n\nRequires a concession\n\nCarried out by an electric customer within their electrical installation, therefore connected to the SEN through their electric service connection\n\nBy national energy policy, it is restricted to renewable sources or cogeneration\n\nThis activity has the dual purpose of satisfying the electric customer's needs and selling energy to the distribution company\nRequires independent metering of the flows demanded and the flows injected into the grid\n\nRequires a size limit (power or generation) to fit the definition of small scale\n\nThe purchase price is regulated by ARESEP\n\nThese definitions impose the following considerations and concepts for the activity classified as \"Distributed Generation for Self-Consumption\":\n\nSimplified standards for self-consumption with small systems\n\nSmall generation systems in the Distributed Generation for Self-Consumption category, on the order of a few kW, do not individually put the security or operation of the SEN at risk, as large generators can.\n\nThe imposition of disproportionate requirements and reviews become unnecessary barriers for customers and additional costs for the country.\n\nFor this reason, cases of very small-scale distributed generation for self-consumption must be foreseen, and a simplified regulation established for them.\n\nInterconnection of generation systems\n\nIn Distributed Generation for Self-Consumption, the generation system is connected within the customer's electrical installation, operating in parallel with the grid. Therefore, the interconnection between the generating equipment and the SEN is through the customer's electric connection.\n\nAs the sole purpose of this generation system is to satisfy the customer's own demands, its capacity will be of the same order of magnitude as the capacity that the customer demands from the grid. Therefore, in the vast majority of cases, the electric connection with and without the generation system is exactly the same. This makes it inconsistent to obligatorily request the installation of a new interconnection, or the installation of exclusive transformers for the generation system.\n\nIsland operation\n\nUnderstanding island operation as the energization of a segment of the grid separated from the\n\nrest of the SEN, island operation of the grid fed by a customer's generation system under Distributed Generation for Self-Consumption must be totally prohibited. The protection and safety systems of the system installed by the customer must block this possibility.\n\nUnder the self-consumption regime, whose sole objective is to meet the customer's own demands, no customer should be able to feed third-party loads through the grid, even temporarily and under exceptional conditions.\n\nOperation and disconnection of the generation system\n\nThe sole person responsible for the operation of the generation system under the self-consumption regime is the customer. If the customer's interaction with the grid causes any type of disturbance, the distribution company must be able to require the customer to solve the problem, and in serious or urgent cases, the distribution company must be able to disconnect the customer, even without prior notice.\n\nIt is inconsistent to regulate that the distribution company can demand the capacity to perform remote connection and disconnection maneuvers of the generator that is within the customer's installation.\n\nOpposition and request\n\nIt is requested that ARESEP adopt the definition of \"Distributed Generation for Self-Consumption\" and regulate it separately from other forms of distributed generation that do include the purpose of selling energy. This regulation must be consistent with the observations made.\n\nWithin the activity of \"Distributed Generation for Self-Consumption,\" it is also requested that ARESEP establish simplified standards for small-sized generation systems.\n\nIt is also requested that the necessary adjustments be made so that the observations made on the topics of connections, operation, and disconnection, for Distributed\n\nGeneration, are incorporated into this standard.\n\nIn particular, attention is drawn to the need to adjust Article 3 of Chapter I and Articles 123, 124, 126, 131, 143, 147, 148, and 149 of Chapter XII as they relate to \"Distributed Generation for Self-Consumption.\"\n\nARESEP: Technical Analysis: The ICE presents a mixture of concepts and terms with no coherence whatsoever, which add no value to the proposed standard whose objective is to regulate small-scale generation from renewable sources operating in parallel with the SEN, which is mostly for self-consumption but has the option to physically and monetarily exchange surpluses with the distribution companies. Therefore, what is requested by the ICE is rejected.\n\n(.)\n\nArticle 123. Free access to the national distribution grid.\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nArticle 123 of the Technical Standard POASEN currently proposes:\n\n\"Access to the national distribution grid, for purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user, provided that the distribution grid has the technical conditions for that purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and those established by the distribution companies based on it. They must also have the respective concession in accordance with current legislation.\"\n\nIt is requested to clarify in the text of the article that the public service concession is only needed for complex net metering, since the current text is omitted and could be interpreted that simple net metering also requires a concession. This is not necessary in accordance with current legislation, because with simple net metering there is no sale or economic recognition of energy, therefore the power generation service regulated in Article 5 of Ley 7543 is not configured.\n\nThe following wording is proposed:\n\n\"Access to the national distribution grid, for purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user, provided that the distribution grid has the technical conditions for that purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and those established by the distribution companies based on it. Additionally, for complex net metering, the respective concession must be obtained in accordance with current legislation.\"\n\nARESEP: Technical analysis: From a legal point of view, the operation of generators in parallel with the SEN is a public service, regardless of whether the energy exchange is merely of physical units (netting) or if there is an exchange of monetary units. Therefore, the petition of\n\nACESOLAR is rejected.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nAccess to the national distribution grid, for purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber, provided that the distribution grid has the technical conditions for that purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and with those established by the distribution companies based on it. They must also have the respective concession in accordance with current legislation.\n\nJustification: Access to users is eliminated because, according to the definition of a small-scale generator for self-consumption, a user could not have access to the distribution grid for generation purposes.\n\nARESEP: Technical analysis: What is stated by CNFLSA is not accepted, given that a user with the due authorization of a subscriber, can install a small-scale generation system for self-consumption on a rented property.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nThe article mentions: \"Access to the national distribution grid, for purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user.\" It is recommended to exclude the word \"user\" since these are not subscribers (they do not consume, they do not have a meter, they are not connected to the grid), so the self-consumption model does not apply to this figure.\n\nARESEP: Technical analysis: What is stated by COOPEGUANACASTE is not accepted, given that a user with the due authorization of a subscriber, can install a small-scale generation system for self-consumption on a rented property.\n\n(.)\n\nArticle 124. Authorized interconnections.\n\n(.)\n\nCNFLSA\n\nThe interconnection and parallel operation of micro generators with the low-voltage distribution grid, and that of mini generators with the medium-voltage distribution grid, is authorized through an exclusive transformer whose capacity shall be at least 10% greater than the capacity of the mini generator or the micro generator when applicable. Justification: This technical condition is added to micro generators when applicable based on installed power and in congruence with what is established in this same standard.\n\nARESEP. Technical analysis: What is requested by CNFLSA is not accepted since micro generators with a power of less than 100 KVA can be interconnected directly to the secondary distribution grid. In any case, if the use of an exclusive transformer were required, it must be justified as a result of the study indicated in Article 126 of this standard.\n\n(.)\n\nArticle 125. Access capacity.\n\n(.)\n\nACESOLAR\n\nACESOLAR requests that in both articles (125 and 126) a reasonable response period be established for the distribution companies to inform the client of the results of the studies, as well as the sanctions that will be applied if the distribution company refuses to comply with this duty.\n\nThis is important because the reluctance of distribution companies to develop the technical and administrative capacity to fulfill these obligations may result in long and inefficient procedures that are a disincentive to promoting distributed generation in sites of great interest. ACESOLAR proposes that a maximum period of fifteen business days be established for such a response.\n\nARESEP: Technical analysis: It is inappropriate to establish a deadline requirement in this standard, since these correspond to the own administration of each company and depend on the particularities of each company regarding coverage area, network architecture and equipment, geographic characteristics, etc. In case of a conflict over response time, the interested parties may file a complaint with ARESEP, which will resolve considering the aforementioned aspects.\n\n (.)\n\nArticle 126. Access limitations.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nIn every application for the connection of a micro or mini generator to the distribution grid, the distribution company must carry out the corresponding technical feasibility study, the cost of which will be covered by the interested party. The study will take into consideration demand growth, circuit loadability, the nature of the primary energy resource (wind, photovoltaic, hydraulic, etc.) and the regulatory criteria issued by the Regulatory Authority regarding continuity and quality of supply, as well as the following considerations:. Justification: It is considered necessary to explicitly establish that the studies necessary to determine the technical feasibility of connecting a micro or mini generator to the distribution grid must be paid for by the interested party, since it cannot be considered an expense attributable to the distribution grid charged to the tariff of other users or subscribers of the electric company.\n\nARESEP. Technical analysis: What is requested by CNFLSA is not accepted because the companies must study and analyze the capacity of their grids for parallel generation according to Article 125. Regarding the study indicated in Article 126, the costs thereof are something to be considered in the access tariff indicated in Article 132 and which is therefore a tariff aspect to be addressed by the Regulatory Authority in due course.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nIt is necessary to specify that the costs of the studies, even if carried out by the distributor, must be paid by the interested party.\n\nARESEP. Technical analysis: What is requested by COOPEGUANACASTE is not accepted because the companies must study and analyze the capacity of their grids for parallel generation according to Article 125. Regarding the study indicated in Article 126, the costs thereof are something to be considered in the access tariff indicated in Article 132 and which is therefore a tariff aspect to be addressed by the Regulatory Authority in due course.\n\n(.)\n\nArticle 127. Grid adjustments.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nThe costs of the distribution grid adjustments for the interconnection of mini generators and micro generators will be borne by the interested party. Justification:\n\nIt is considered necessary to explicitly establish that any adjustments to the distribution grid arising from the connection of a micro or mini generator to the distribution grid must be paid for by the interested party, since it cannot be considered an expense attributable to the distribution grid that is charged to the tariff of other users or subscribers of the electric company.\n\nARESEP. Technical Analysis: It is considered that for micro generators with powers less than or equal to 50 kVA, they can be interconnected to the grid without generating grid adjustments, so what is requested by the\n\nCNFLSA is not considered acceptable.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nDistributed generation systems require a significant investment of money, so the subscribers who join this activity will be those with the best incomes and not those from lower social classes, who can barely pay their monthly electric bill. Under these circumstances, what is logical and fair is that the costs associated with grid adjustments in low or medium voltage for the connection of distributed generation systems be assumed by the generators of those costs and not transferred via tariff to the rest of the subscribers.\n\nWe recommend that it be stated that all grid adjustments, regardless of whether they are on low or medium voltage networks, must be covered by the interested party so as not to impact the tariffs of other users.\n\nARESEP. Technical Analysis: It is considered that for micro generators with powers less than or equal to 50 kVA, they can be interconnected to the grid without generating grid adjustments, so what is requested by COOPEGUANACASTE is not considered acceptable.\n\n(.)\n\nArticle 132. Cost of access to the grid.\n\n(.)\n\nRa-Newables SRL:\n\nAdd MINIMUM MT EXCLUSION OF 120,000 KWH ANNUALLY (as the ICE has).\n\nARESEP: Technical analysis: The technical or legal basis for establishing the requested exclusion is not indicated, so the petition of Ra-Newables SRL is rejected.\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nIn both modalities of the contractual regime, both in the case of production surpluses and in the event that consumption equals production, the small-scale generator must pay the company the cost of access to the distribution grid on a monthly basis.\n\nJustification: The access cost must be calculated by each distribution company and approved by ARESEP and must cover the proportional costs of development, operation, and maintenance of the available distribution system and the availability costs of the generation backup, as these costs should not be charged to the rest of the clients and users of both the distribution company and the National Electric System.\n\nARESEP. Technical analysis: These are tariff aspects that will be addressed in due course by the Regulatory Authority. However, for greater clarity, the term \"equivalent to the amount of the minimum tariff\" is eliminated.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nThe cost of access to the grid must be calculated by each company and made known to ARESEP for its approval. The current minimum tariff does not reflect these costs; rather, it is a subsidy for the clients with the lowest consumption, who are assumed to be the poorest, especially in residential tariffs. Currently, in Coopeguanacaste's cost structure, operation and maintenance expenses plus the return for development account for 27% of income. As an example, a client who consumes 1000 kWh per month contributes ¢25,302 to the Cooperative for the indicated items. If subscribers of this type install their own generation systems in such a way that they offset their consumption (net zero consumption), they would pay only ¢2,070 (current minimum tariff), despite the fact that they would continue to generate the same costs for the distributor (grid maintenance, grid availability, meter reading, billing, etc.). In this way, it is clear that the scheme proposed by ARESEP is a serious financial threat to the distributors and especially to Coopeguanacaste, since it is located in an area of very high solar radiation, so a large proliferation of photovoltaic systems is foreseen if, through regulations, they obtain advantageous conditions at the expense of the other subscribers.\n\nARESEP. Technical analysis: These are tariff aspects that will be addressed in due course by the Regulatory Authority. Additionally, it is necessary to indicate to COOPEGUANACASTE that the minimum tariff must correspond to the company's fixed costs, a tariff aspect that must be addressed in due course. However, for greater clarity, the term \"equivalent to the amount of the minimum tariff\" is eliminated.\n\n(.)\n\nArticle 139. Harmonic voltage distortion.\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nArticle 126 of the POASEN Technical Standard establishes:\n\n\"The generator shall, if the distribution company so requires, acquire and maintain a civil liability policy for damages that the operation of its equipment or failures of its installations may cause to the distribution company or that the latter produces to its subscribers or users, as a consequence of deficiencies or operational failures of its installations and equipment.\" ACESOLAR suggests eliminating its application to photovoltaic generators that use inverters complying with the UL1741 standard, because they meet the safety standards of the respective standard.\n\nARESEP: Technical analysis: The article indicates if the company so requires. That is, the policy is at the request of the distribution company, which eventually must assume responsibility for damages that the operation of that generator may cause to its own installations or to those of other users served through its distribution network, if it is required and it does not request it.\n\n(.)\n\nArticle 143. Island operation.\n\n(.)\n\nACESOLAR:\n\nRestricting island operation based on a power criterion does not have a valid technical justification, since systems with inverters that comply with the UL1741 standard do not cause any disturbance or damage to the distribution network.\n\nFurthermore, there may be users of any system power capacity interested in having a grid-interactive system that simultaneously functions with energy backup, which can be very beneficial for the user and represent an additional incentive to install a self-consumption system.\n\nTherefore, the following modification to the first paragraph of the article is recommended:\n\n\"In the event that distributed generators are technically capable of operating in island mode and the distribution company authorizes such operation, a communication channel will be required between the distribution company's protection system and the distributed generator.\"\n\nARESEP: Technical analysis: The article is quite clear, regardless of the generator's technology. Island operation, if technically possible, will be authorized by the distribution company and must comply with the technical conditions established for such purposes by the electric company and in accordance with the technical regulations issued by the Regulatory Authority.\n\nRegarding micro-generators, these were excluded because they are very small and are connected to the secondary network, so their island operation could alter the supply conditions to third parties connected to the secondary distribution network. ACESOLAR should not forget that this refers to generators operating in parallel with the grid. They are not generators for pure self-consumption without grid interaction.\n\n(.)\n\nArticle 148. Grounds for disconnection.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nDistribution companies may disconnect the installations of the small-scale generator for self-consumption, with at least 24 hours' prior notice, in the following situations:\n\nJustification: It is considered necessary to clearly establish that it is the distribution companies that are authorized for the disconnection.\n\nARESEP. Technical Analysis. No difference is found between what is proposed and the text of the standard.\n\n(.)\n\nArticle 150. Obligations of distribution companies.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nIt will be the responsibility of the distribution companies:\n\n..\n\nd. To adapt the low-voltage distribution network for the interconnection and parallel operation of micro-generators, the costs of which will be covered by the interested party. Justification: It is considered necessary to explicitly establish in Subsection d. of this article that any adaptations to the distribution network originating from the connection of a micro or mini generator to the distribution network must be paid for by the interested party, since it cannot be considered as an expense attributable to the distribution network that is charged to the rates of the other users or subscribers of the electric company.\n\nARESEP. Technical Analysis: ARESEP. Technical Analysis: It is considered that for micro-generators with capacities less than or equal to 50 kVA, they can be interconnected to the network without generating network adaptations, therefore what is requested by CNFLSA is not considered acceptable. In any case, if an adaptation were required, it must be paid for by the interested party in accordance with the provisions of Article 128 of this standard.\n\n(.)\n\nArticle 153. Contractual settlements.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nDistribution companies are responsible for implementing the necessary mechanisms to carry out the annual settlements for \"Full Net Metering\" type contracts, indicated in Article 131 of this standard. Justification: It is considered that this article is not consistent with what is indicated in Article 131, since the change in Subsection a of the latter makes monthly energy settlements non-existent for \"Simple Net Metering\" type contracts, so that in both contractual schemes defined in Article 131, only annual settlements will be necessary for the contracts.\n\nARESEP. Technical analysis:\nThe assessment of CNFLSA is incorrect; in the \"Simple Net Metering\" contract, monthly settlements of the energy produced and consumed must be made.\n\n(.)\n\nArticle 154. Metering system.\n\n(.)\n\nCNFLSA, COOPELESCA:\n\nThe metering system for recording the energy consumed and generated in services with small-scale generation for self-consumption will be the responsibility of the electric company and will comply with the provisions of the standard issued by the Regulatory Authority AR-NT-CON \"Use, operation and control of electrical energy meters\" and its amendments. The cost of the metering system, its operation, and maintenance must be covered by the generator. Justification: It is considered necessary to explicitly establish in this article that any cost associated with the metering system of a micro or mini generator for its connection to the distribution network must be covered by the interested party, since it cannot be considered an expense that is charged to the rates of the other users or subscribers of the electric company, given the possibility that its connection does not represent income for the distribution company.\n\nARESEP. Technical Analysis. The cost of metering is borne by the electric company and will be considered in the access tariff indicated in Article 132 of this standard.\n\nCOOPEGUANACASTE:\n\nConsidering the same arguments we expressed for Article 127, we believe that the metering system should be paid for by the interested party and not passed on via tariffs to all other subscribers who do not have the possibility of having a distributed generation system. In this sense, it is important to emphasize that the meters to be used are more expensive because they must keep records in two directions of energy flow. On the other hand, if the standard establishes a maximum of 49% surplus calculated on the basis of monthly generation, this automatically means that a meter must be installed at the generator's output to control compliance with this limit, so that for each generator, two metering systems may possibly be required. We reiterate our request and proposal that the cost of the metering systems for generators be assumed by the generators themselves.\n\nARESEP. Technical Analysis. The cost of metering is borne by the electric company and will be considered in the access tariff indicated in Article 132 of this standard.\n\n(.)\n\nArticle 166. Reliability and stability.\n\n(.)\n\nICE:\n\nThe ICE comment is reiterated. In the previous version of Article 166, it was established that the System Operator, in coordination with ICE, would be responsible for what was relevant regarding electrical rationing, and in this new version, ICE's participation was eliminated. It is requested to return to the previous wording because coordination between ICE and the System Operator is essential to face these situations adequately.\n\nARESEP. Technical analysis: By indicating \". in coordination with the transmission companies.\", it implicitly encompasses ICE, but for greater clarity, what was requested by ICE is incorporated.\n\n(.)\n\nArticle 182. Repeal of standard AR-NT-GT.\n\n(.)\n\nICE:\n\nThe following footnotes must be included at the bottom of the planning, design, and operation criteria table in Annex A. These clarifications form an integral part of said table.\n\n\"The clarifications to the previous table are:\n\n1. The unavailability of components due to scheduled maintenance is not considered a contingency. The Safety Criteria must be met during scheduled maintenance, which includes compliance with all categories of the previous table.\n\n2. The Safety Criteria do not necessarily have to be met for radial portions of the system, if they do not represent a safety hazard for the electrical system.\n\n3. The continuous loading limit or continuous thermal limit corresponds to the magnitude of current with which the line or equipment can operate continuously. The emergency limit may be higher than the continuous thermal limit and corresponds to the 10-minute limit in case the overload is relieved by automatic means, or the 30-minute limit in case the overload must be relieved by manual operator intervention.\n\n4. System stability refers to angular stability, voltage stability, and dynamic stability.\n\n5. Breaker failure must include both failure to open when required and internal or external insulation failure in its chambers.\n\n6. Controlled load shedding to protect the system in case of multiple contingencies will be executed by means of previously evaluated and implemented schemes. These may be manual load shedding schemes or automatic schemes (special protection systems). Generator shedding and topological network changes are also accepted if it is determined that they safeguard the system's integrity in case of multiple contingencies. Special protection systems must be redundant.\n\n7. Loading limits apply to all system components.\n\n8. After a single contingency (category B failure) occurs, an adjustment of the electrical system must be made within a 30-minute period, so that if a second category B contingency occurs, the acceptable consequences for this failure category continue to be met.\"\n\nARESEP. Technical analysis: The incorporation of the clarifications to table No. 2 requested by ICE is not accepted, as these are aspects to be considered in the procedures and protocols established in Article 45 of this technical standard.\n\n(.)\n\nOTHER GENERAL POSITIONS\n\nRa-Newables SRL.\n\nWithout specific Article; it is not clear how to treat surpluses if the subscriber is on a time-of-use tariff, such as the medium-voltage tariff and CNFL's special residential tariffs.\n\nFor example, a peak-hour surplus, is it applied to nighttime shortfalls, or is it saved until the next month? Is it done 1 to 1, or is one peak kWh counted as 3 nighttime kWh, as ICE does?\n\nARESEP: Technical analysis: The compensation of surpluses is based on energy according to the tariff structure, as indicated in Article 159.\n\nWithout specific Article: It would be good to allow customers to request an additional meter in order to separate loads, with one part having a micro or mini generator and the other part without a generator, aiming to take advantage of the fact that the tariff below 3000 kWh/month does not bill maximum demand. It could be required that in this case, the monthly consumption of the new meter must remain below 1000 kWh/month, to avoid merely avoiding demand charges.\n\nARESEP: Technical analysis: As these are plants based on renewable energies, without firm capacity, the compensation is solely for the energy concept.\n\nWithout specific Article: It would be good to be able to deduct the installed capacity of the generator from the maximum measured demand each month, to recognize the contribution of this capacity, and to make it economically viable to install a generator that covers less than 100% of the subscriber's annual consumption.\n\nARESEP: Technical analysis: As these are plants based on renewable energies, without firm capacity, the compensation is solely for the energy concept.\n\n(.)\n\n28. That on March 3, 2014, the Board Secretariat, via memorandum 124-SJD-2014, sent the technical standard AR-NT-POASEN-2014 to the DGAJR for its analysis. (Folio 475 of OT-370-2013).\n\n29. That on March 14, 2014, the DGAJR, via official letter 193-DGAJR-2014, issued an opinion on the technical standard called \"Planning, Operation and Access to the National Electrical System\" AR-NTPOASEN.\n\n \n\nCONSIDERING:\n\nI. That from the official letter 193-DGAJR-2014 cited above, which serves as the basis for this resolution, the following is extracted:\n\n \"[.]\n\nIII. ON THE COMPETENCE OF THE BOARD OF DIRECTORS TO ISSUE TECHNICAL REGULATIONS\n\nArticle 25 of Law 7593 empowers the Regulatory Authority to issue technical regulations, and in that sense, said numeral states the following:\n\n\"Article 25.- Regulation\n\nThe Regulatory Authority will issue and publish the technical regulations that specify the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case.\"\n\nLikewise, Article 53, subsection n) of the aforementioned Law, grants the Board of Directors of the Regulatory Authority the power to issue said technical regulations. This numeral in this regard states:\n\n\"Article 53.- Duties and powers\n\nThe duties and powers of the Board of Directors are:\n\n[.]\n\nn) To issue the technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in this Law and the modifications thereto.\n\n[.]\"\n\nIn that sense, Article 6, subsection 14) of the Internal Regulation on Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body (RIOF), states that in regulatory matters, the Board of Directors is responsible for:\n\n\"Article 6. Board of Directors.\n\n[.]\n\nIt has the following functions:\n\n[.]\n\n14. To issue the technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law and the modifications thereto.\n\n[.]\"\n\nBased on the cited regulations, it is concluded that the issuance of the proposed technical standard is the responsibility of the Board of Directors of the Regulatory Authority.\n\nIV. PROCEDURE FOR APPROVAL OF THE PROPOSED TECHNICAL STANDARD\n\nThe Board of Directors, through agreement 05-88-2013 of ordinary session 88-2013, ordered \"To submit to the public hearing process the following proposed technical standard called \"Planning, Operation and Access to the National Electrical System (AR-NT-POASEN)\", following the procedure established in Article 36 of Law 7593.\n\nTherefore, on January 14, 2014, the public hearing notice was published in the newspapers La Nación and La Prensa Libre, and on January 23, 2014, it was published in La Gaceta No. 16.\n\nThe public hearing was held on February 13, 2014, in person in Bri Brí de Talamanca and via videoconference at ARESEP and at the Courts of Justice in Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro, Puntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro, and Guápiles Centro.\n\nDuring the holding of the public hearing, 9 positions were received on the cited proposed technical standard from the following participants: Plantas Eólicas Limitada, Ricardo Enrique Gutiérrez Quirós, COOPELESCA, Asociación Costarricense de Productores de Energía, Asociación Costarricense de Energía Solar, Molinos del Viento del Arenal, P.H. Don Pedro, P.H. Río Volcán, P.H. Chucás, COOPEGUANACASTE, ICE, and CNFL.\n\nSubsequently, the DGAU issued the report of objections and coadjuvancies via official letter 548-DGAU-2014.\n\nAfterward, the Ad Hoc Commission appointed for this purpose, via official letter 0021-CAHMNE-2014, submitted to the Board of Directors of Aresep \"the proposed technical standard AR-NT-POASEN Planning, Operation and Access to the National Electrical System\" (ANNEX A), including the analysis of positions (Annex B) processed under file OT-370-2013.\n\nSaid proposal was sent by the Board Secretariat to the DGAJR for its respective review, in accordance with Article 13, subsection 15) of the RIOF. In that sense, this advisory body must assess whether there are changes to the proposed technical standard, submitted to the public hearing process in accordance with the provisions of Article 36 of Law 7593, and determine if they constitute a substantial modification to the proposed technical standard sent to the Board of Directors by the Ad Hoc Commission appointed for this purpose [-understood as substantial, the modification, or the introduction of some new aspect not discussed in the public hearing, which significantly affects the final decision adopted-] which would warrant submitting the proposal to a new public hearing.\n\nFinally, the proposed technical standard called \"Planning, Operation and Access to the National Electrical System AR-NT-POASEN,\" which will include the analysis of positions, must be sent to the Board of Directors for approval and for it to order the respective publication.\n\nAll of this must be reported to the CGR in order to comply with the provisions of report DFOE-AE-IF-03-2012 and official letter DFOE-SD-0103, before April 30, 2014.\n\nV. REGARDING CITIZEN PARTICIPATION AND THE SUBSTANTIAL MODIFICATION OF THE STANDARD SUBMITTED TO PUBLIC HEARING\n\nBefore making the assessments on the changes introduced in the proposed standard, as a result of the positions expressed in the public hearing, this advisory office considers it opportune to analyze in this section citizen participation and substantial modifications to the proposed technical standard.\n\nArticle 9 of the Political Constitution, in relation to Article 36, subsection c) of Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services, form the legal framework under which ARESEP must hold public hearings for the formulation and review of the technical standards indicated in Article 25 of Law 7593, as a manifestation of the exercise of the constitutional right of citizen participation enshrined in Article 9 of the Political Constitution.\n\nLikewise, said constitutional right has been embodied in ruling No. 2010-10708 of 09:52 hours on June 18, 2010[1] of the Constitutional Chamber, which states:\n\n[1] See in the same sense, ruling No. 2006-01796 of 14:45 hours on February 15, 2006, of the Constitutional Chamber.\n\n \n\n\"III.- ON CITIZEN PARTICIPATION. The participation of citizens in public decision-making is provided for in Article 9 of the Political Constitution, thus acquiring the rank and force of a fundamental constitutional right. It is not a matter of de-constitutionalizing the principle of legality of the Public Administration, although it is, of course, a more democratic form of government, which expands the forums for debate on different issues that affect the community, and by virtue of this, are open to citizen intervention and opinion.\n\nWe are, then, before an option already widely accepted in the evolution of the concept of democracy, and this amparo offers a magnificent opportunity to give it clear and effective validity, so that it does not remain mere discourse. The commented precept, then, embodies the cited principle through access to the information available and its dissemination, so that decision-making is not limited to a restricted group of interests.\"\n\nFrom the foregoing, the need to create a real space emerges, in which people who have a legitimate interest regarding the technical standard can express their coadjuvancy or opposition to the possible modification.\n\nIn the case of ARESEP, the importance of holding public hearings to promote transparency in decision-making has been fully defined. Reiterated jurisprudence during the years 2009, 2010, and 2011[2].\n\n \n\n[2] See in that sense rulings No. 2009-016649 of 08:47 hours on October 30, 2009, No. 2010-010708 of 09:52 hours on June 28, 2010, and No. 2011-003762 of 14:58 hours on March 23, 2011. is called to obtain, in protection of the right to information and citizen participation.\"\n\n \n\nOn this matter, the Constitutional Chamber has stated:\n\n\"(.)\n\nIn this way, and in accordance with our democratic system, ARESEP is obliged to convene such a hearing, particularly to guarantee the right of defense and access to information that concerns each and every one of the inhabitants of our country, so that decisions are not taken by surprise for the interested \"affected\" parties. Precisely, in the ARESEP Law and its regulations, the legislator provided a special administrative procedure, which is the public hearing, whose main characteristic is to give transparency to the decisions of the Regulatory Body and the possibility of providing participation to consumers and users within the process.\n\nLikewise, by giving the opportunity for neighbors, social organizations, the state and private sectors, citizen defense institutions, and other governmental institutions to participate in it, a greater benefit is achieved, which facilitates a better exchange of information among the participants, making the hearing a transcendental instrument in decision-making and an instrument of transparency in a democratic system like ours. With this hearing, it is intended that interested persons express whatever they deem appropriate regarding the tariff-setting request under study before the Regulatory Authority, which is why the rigorousness required for procedures seeking the suppression of a subjective right is not applied (ruling 2002-08848 of sixteen hours fifty-seven minutes on September ten, two thousand two); however, it is not a simple formal requirement, in such a way that it can be set in a manner that nullifies the exercise of the right it seeks to protect, by being granted under conditions that impede or hinder the fulfillment of the objectives it is called to obtain, in protection of the right to information and citizen participation.\"\n\nV.- In conclusion, it is clear that in order to guarantee the right of citizen participation provided for in Article 9 of the Political Constitution, the public hearing that the Regulatory Authority of Public Services must hold in those cases where it processes a study for setting public service tariffs must allow the exercise of the community's right to participate in a matter of its interest and must occur within a reasonable timeframe that allows the community to express itself.(.)\" Ruling No. 2009-016649 of 08:47 hours on October 30, 2009. (The underlining is not part of the original).\n\n(.)\"\n\nRegarding this topic, the Constitutional Chamber has been quite clear on the importance of ARESEP respecting the right to citizen participation through the holding of public hearings, noting that these cannot be viewed as a simple formality that ultimately fails to achieve its purpose of protecting the right of defense of interested parties.\n\nIn that sense, the Constitutional Chamber, through ruling No. 2008-17093 of 10:18 on November 14, 2008[3], states:\n\n \n\n[3] See in the same sense, ruling No. 1998-01318 of 10:15 hours on February 27, 1998, of the Constitutional Chamber.\n\n \n\n\". the Regulatory Authority of Public Services must make effective, in all cases, the intervention and participation of users in the tariff-setting processes, as a consequence of the provisions of Article 9 of the Constitution, since the hearing cannot be granted under conditions such that it becomes a simple formality that fails to protect the right or interest of the participants. Starting from the foregoing, it follows that it is relevant for this Jurisdiction that there exists a material, real, and effective probability for interested persons to be able to intervene in public hearings.\" (The underlining is not part of the original).\n\nNote that while the holding of public hearings as a form of citizen participation is a constitutionally established right, the purpose of which is for citizens to exercise their right of defense, provided they have a direct interest in the matter and may be affected.\n\nThus, said Chamber has stated:\n\nRuling No. 2006-15635 of 10:52 hours on October 27, 2006[4]:\n\n[4] See in the same sense, rulings No. 2008-8125 of 18:22 hours on May 13, 2008, and No. 2009-016649 of 08:47 hours on October 30, 2009.\n\n \n\n\"The public hearing that the Regulatory Authority of Public Services must hold in those cases where it processes a study for tariff increases for public services has the purpose of allowing the exercise of the community's right to participate in a matter that affects it directly, prior to the adoption of the administrative decision, and, in this way, it constitutes a manifestation of the democratic principle (on this matter, see ruling No. 2004-09434 of 11:26 hrs. on August 27, 2004).\"\n\nThe underlining is not part of the original.\n\nIt is clear that citizen participation does not mean exercising a right of defense without any particular interest, but rather, having the possibility to express oneself regarding a matter that could cause direct impact.\n\nThus, in accordance with what was previously outlined, and supported by the jurisprudence emanating from the Constitutional Chamber, it is possible to affirm that in the case of ARESEP, the holding of the hearings in question constitutes a rule, while those cases in which an exception could be made and the public hearing dispensed with could only be determined on a highly casuistic basis.\n\nIn that sense, the Constitutional Chamber, through vote No. 7213-2012 of 16:01 hours on May 30, 2012, in Considering IV, made reference to ARESEP's obligation to guarantee citizen participation in the formulation of tariff methodologies and that any substantial change introduced to the proposal after being submitted to the public hearing must be submitted again to said procedure, in order not to leave possible affected parties defenseless:\n\n\"(..)\n\nIn the opinion of the Constitutional Court, the reasons stated by the respondent authority in its report, in the sense that the inclusion of said transitory provision was intended to reduce levels of discretion in determining the moment when the tariff adjustment model would be applied for the first time, precisely justifies the fact that a public hearing was convened, in order that service users would have ample opportunity to refer to, pronounce on, and even question that situation. On this matter, the Chamber notes that the omission by the Regulatory Authority of Public Services to convene a public hearing to learn the content of said transitory provision is illegitimate and clearly injures the right protected in Article 9 of the Political Constitution, which proclaims the right of individuals to participate actively in the adoption of fundamental political decisions and, specifically, the increase in public service tariffs. In this sense, the Constitutional Chamber does not appreciate in the specific case any circumstance that justifies the fact that the entire content of resolution No. RJD-168-2011 of 14:30 hrs. on December 21, 2011, was not submitted to the aforementioned public hearing, in the terms in which it was finally approved by the Regulatory Authority of Public Services. In this order of ideas, it has no relevance, unlike what the respondent authority maintains in its report, to determine whether it is an ordinary or extraordinary setting, taking into consideration that Article 36 of Law No. 7593, Law of the Regulatory Authority of Public Services, establishes in its subsection d), the obligation of the respondent authority to convene a hearing, in which persons with a legitimate interest may participate to express themselves, when dealing with 'The formulation or review of price and tariff setting models, in accordance with Article 31 of this Law.'\n\n(.)\n\nIt is clear that the Public Services Regulatory Authority, by having approved, through resolution No. RJD-168-2011 of 14:30 hrs. on December 21, 2011, the \"Modelo automático de ajuste para el servicio de transporte remunerado de personas modalidad autobuses,\" including the aforementioned transitory provision, which was not submitted for consideration in the public hearing held on July 20 of [sic] 2011, has left the users of public transportation services in bus mode defenseless, precisely due to the uncertainty generated about its effects on their economic interests.\n\n(.)\n\nIt is evident that the requirement formulated in this judgment does not constitute a mere procedural matter or a simple formality, given that the omission of the Public Services Regulatory Authority has led, in the present case, to the approval of novel rules in resolution No. RJD-168-2011 of 14:30 hrs. on December 21, 2011, without the users of transportation services having the opportunity to question the content of that transitory provision in the public hearing.\n\n(.)\n\nIt becomes clear that the situation challenged in this amparo process is illegitimate and violates Constitutional Law, which is why it is appropriate to grant the appeal regarding this point, annulling resolution No. RJD-168-2011 of 14:30 hrs. on December 21, 2011, as well as all subsequent acts in which that model has been applied, in order that all of its content be submitted to the legally required public hearing.\n\n(.)\"Thus, ARESEP must ensure citizen participation for the issuance of technical standards, as derived from the aforementioned jurisprudence.\n\nVI. COMPARISON BETWEEN THE STANDARD PROPOSAL SUBMITTED TO PUBLIC HEARING AND THE STANDARD PROPOSAL REFERRED BY THE AD HOC COMMISSION FOR APPROVAL BY THE BOARD OF DIRECTORS\n\nThe comparison prepared by this advisory body can be seen in Table 1, attached to this opinion.\n\nFrom the comparative analysis of the version of the cited standard submitted to public hearing and the one referred by the Ad Hoc Commission, via official letter 0021-CAHMNE-2014, we have identified three types of changes:\n\n \n\n1. Changes in form: wording aspects are improved for better understanding.\n\n2. Clarifying changes: they clarify the content of the proposal submitted to public hearing without introducing substantial modifications that would warrant submitting the proposal to a new public hearing.\n\n3. Substantial changes: understood as substantial, the modification, or the introduction of a new aspect not discussed in the public hearing, which significantly affects the final decision adopted.\n\nA total of 31 changes were identified, of which 13 are in form, 15 are clarifying, and the remaining 3 are substantial (see the detail in Table 1).\n\nFrom the analysis performed, it follows that these substantial changes arise from the\n\nmodification of the\ndeadlines for subsection a of Article 131, since the deadline submitted to\n\npublic hearing for\nthe recognition of the physical compensation of surpluses is varied. Regarding\n\nsubsection b of the same\narticle, the reference date for calculating the term used for the settlement of the annual surplus balance is modified.\n\nNow, regarding Articles 157 and 159, there are substantial changes in accordance with the analysis carried out for numeral 131 of the proposal. These circumstances cause the proposed technical standard to have to be submitted once again to a public hearing for the purpose of guaranteeing the right to citizen participation as developed in section V of this opinion and in order not to cause defenselessness to possible interested parties in the process.\n\nIn this case, such guarantee is achieved by submitting the technical standard for \"Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional\" AR-NTPOASEN to a third public hearing.\n\n[.]\"\n\nII. Based on the preceding results and recitals and in accordance with the merits of the proceedings, what is appropriate is: 1.- To approve the technical standard called Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, based on what is stated in legal opinion 193-DGAJR-2014 and the proposal referred via official letter 0021-CAHMNE-2014. 2.- To instruct the Board of Directors Secretariat to proceed with the respective publication of this standard in the official gazette La Gaceta. 3.- To communicate this agreement to the Contraloría General de la República, as provided.\n\n \n\nPOR TANTO\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS OF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nRESOLVES:\n\nAGREEMENT 01-19-2014\n\n \n\nI. To approve the technical standard called Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, based on what is stated in legal opinion 193-DGAJR-2014 and the proposal referred via official letter 0021-CAHMNE-2014, as detailed below:\n\n \n\n\"Planeación, Operación y\nAcceso, al Sistema Eléctrico Nacional\"\n\n(AR-NT-POASEN-2014)\n\nCHAPTER I.\n\nGENERALITIES.\n\nArticle 1. Scope of Application. This standard establishes the general technical conditions under which the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) shall be planned, developed, and operated, and the technical, contractual, commercial, and tariff conditions under which access and parallel operation shall be provided to the various interested parties (interesados) seeking to interconnect with the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nIts application is mandatory, as applicable, for all interested parties (interesados), subscribers (abonados) or high-voltage users, electricity generation, transmission, distribution companies, and subscriber-producers (abonado-productores), that are established in the country or that may become established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.\n\n \n\n(Thus amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 2. Purpose. The purpose of this standard is to define and describe the regulatory framework that will govern the development, technical operation, and access to the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) in the activities of generation, transmission, and distribution, for the sake of satisfying the national demand for electrical energy, under criteria of quality, continuity, reliability, and timeliness of the electrical supply, establishing guidelines for the following aspects:\n\na) Satisfaction of energy demand.\n\nb) Access.\n\nc) Expansion.\n\nd) Operation (Planning, Coordination, Supervision, and Control).\n\ne) Topology.\n\nf) Performance of the national transmission network.\n\ng) Performance of the national generation fleet.\n\n \n\n(Thus amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 3. Definitions. For the purposes of correctly applying and interpreting this technical standard, the concepts used herein are defined as follows:\n\nSubscriber (Abonado): Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electrical energy.\n\nHigh-voltage subscriber (Abonado en alta tensión): Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electrical energy at high voltage.\n\nLow-voltage subscriber (Abonado en baja tensión): Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electrical energy at low voltage.\n\nMedium-voltage subscriber (Abonado en media tensión): Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electrical energy at medium voltage.\n\nSubscriber-producer (Abonado productor) or Producer-consumer (Productor consumidor): any natural or legal person who has signed a contract for the use of electrical energy and who also produces electricity with renewable sources to be used exclusively by them, at the same site where it is generated, with the sole purpose of partially or totally meeting their electrical energy needs.\n\nHigh Voltage (abbreviation: AT): voltage level equal to or greater than 100kV and equal to or less than 230 kV.\n\nBlack start: Capacity of a generating unit to reach an operational condition from a total shutdown without the help of the external electrical grid, that is, when the medium-voltage bus to which the generator connects is de-energized (has no external feed for its auxiliary services).\n\nElectrical distribution area: Territorial area, within the administrative concession area, in which the distribution company possesses electrical distribution networks.\n\nRegulatory Authority: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Regulatory Body.\n\nLow Voltage (abbreviation BT): voltage level equal to or less than 1kV.\n\nUnder-voltage condition: voltage condition lower than the minimum normal operating value permitted with respect to the nominal voltage value, lasting longer than one minute.\n\nQuality of electrical supply: Encompasses the characteristics of amplitude, frequency, and waveform of the voltage used for the delivery of energy to subscribers (abonados) or users.\n\nLoading (Cargabilidad): Measure of the utilization of an element or system with respect to its nominal, maximum, or other capacity.\n\nFortuitous event (Caso fortuito): acts of human agency such as: strikes, vandalism, civil commotion, revolution, sabotage, and others that are beyond the control of the electric utility, which must be demonstrated and which affect it in such a way that they exceed the conditions that should have been considered in the civil, mechanical, and electrical design for the sake of efficient (technical and economic), continuous, and quality service.\n\nConcession (Concesión): is the authorization that the State grants to operate, exploit, and provide the service of generation, transmission, distribution, or commercialization of electrical energy.\n\nNormal condition: State of a power system that is operating within the required quality and security parameters and without an energy deficit, except for interruptions due to scheduled maintenance.\n\nEmergency condition or state: State when a power system is not operating within its normal quality and security parameters or there is a risk that a situation may occur that affects said levels.\n\nReliability: Is the capacity of an electrical system to continue supplying energy to an area, in the presence of temporary changes in its topology or structure (outage of transmission and distribution lines, substations, power plants, etc.).\n\nContingency: Is the operational outage or disconnection of one or more components of the Sistema Eléctrico Nacional, such as the operational outage of a generator, a transmission line, a circuit breaker, or other electrical element.\n\nContinuity of electrical supply: Measure of the continuity (free from interruptions) with which energy is provided for its utilization.\n\nConnection contract (Contrato de conexión): Administrative act signed between ICE, the transmission company, or the distribution company with an interested party (interesado) (a generator, a transmission company, a distribution company, a high-voltage subscriber (abonado) or user), establishing the technical and commercial conditions and requirements under which access, supervision, and integrated operation with the Sistema Eléctrico Nacional will be provided, as well as the obligations, rights, and duties to which the parties commit.\n\nAcceptable steady-state operating condition: Condition of a power system in which, after a contingency, its voltage and frequency parameters are at or above the tolerable limits, whether operated integrally or in islands.\n\nSteady-state stability criterion: A power system is steady-state stable for an operating condition if, after a small perturbation or disturbance, it reaches a steady-state operating condition similar to the condition existing before the disturbance.\n\nTransient stability criterion: A power system is transiently stable if, for a steady-state operating condition and for a particular disturbance, it reaches an acceptable steady-state operating condition after the disturbance.\n\nOperational security criteria (Criterios de seguridad operativa): Set of national and regional definitions and rules that establish how the Sistema Eléctrico Nacional must perform, both under normal operating conditions and during contingencies.\n\nCriticality of an SEN element: An SEN element presents criticality if, upon its disconnection (whether scheduled or forced), SEN operating conditions outside the parameters established by this standard may occur.\n\nPower or energy deficit: Condition in which there is an insufficiency in the supply of power or energy to meet the demand required by the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nDemand: value of the power measured in kVA or kW required by an electrical installation, network element, device, or electrical apparatus at a given instant in time.\n\nMaximum demand: highest value of demand in a given period.\n\nAvailability: Condition of an element or system to be in a position to fulfill its required function at an instant or during a given interval.\n\nTransmission company: Concessionaire legal entity that provides the electric service in the transmission stage.\n\nDistribution company: company whose activity consists of the distribution of electrical energy for final use in the concessioned area.\n\nElectric utility: concessionaire legal entity that provides the electric service in any of its stages.\n\nGenerating company: Concessionaire legal entity that provides the electric service in the generation stage.\n\nEmergency operating state: Any abnormal operating condition of the SEN resulting from a contingency at the national or regional level, during which the system operates outside the limits established in the quality, security, and performance criteria, representing danger to the life of persons or to the installations. Situation in which the national demand for electrical energy cannot be satisfied.\n\nDroop (Estatismo): Percentage variation in frequency per unit of percentage variation in the load of a generator.\n\nFault: Cessation of the capacity or aptitude of an element or system to perform the function for which it was designed.\n\nVoltage frequency: repetition rate of the fundamental component of voltage, measured for one second, expressed in Hertz (Hz).\n\nRenewable energy sources: energy sources that are subject to a natural replenishment process and that are available in the immediate environment, such as: solar energy, wind, biomass, water, tides and waves, and natural heat gradients.\n\nForce majeure (Fuerza mayor): acts of nature such as hurricanes, tornadoes, earthquakes, tsunamis, floods, and electrical storms, that exceed the conditions that should have been considered in the civil, mechanical, and electrical design for the sake of efficient (technical and economic), continuous, and quality service.\n\nTransmission function: Conveyance, transfer, or transport of electrical energy from production points to transformation or withdrawal points without intermediate distribution.\n\nPrivate generator (Generador privado): Privately-owned company or natural person engaged in generating electrical energy for sale to a company that provides the public electricity service in the distribution stage.\n\nGenerator: Electrical energy generating company.\n\nVoltage sag (Hueco de tensión): decrease of the root mean square (rms) value (valor eficaz) of voltage to 90% down to 10% with respect to the nominal voltage value at nominal frequency, with a duration from half a cycle (8.33 ms) up to one minute.\n\nUnavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity, due to some event directly associated with it; that is, it is incapable of remaining in service in the Sistema Eléctrico Nacional, entering service, or remaining in reserve, whether due to a fortuitous, scheduled, or unscheduled event.\n\nForced unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity as a consequence of emergency conditions, associated with the fault of some component or equipment of the generation unit, or due to human error, which causes the unit to go out of operation or be incapable of interconnecting and operating in synchronism with the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nScheduled unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity due to preventive maintenance activities duly scheduled and notified to the Operador del Sistema.\n\nRestrictive unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity due to restrictive conditions of the national transmission or distribution system.\n\nUnavailability: Condition that prevents or restricts an element or system from being in a position to fulfill its required function at a given instant or during a given interval.\n\nInterested party (Interesado): Natural or legal person who manages the interconnection and parallel operation with the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nDistribution line: Arrangement of supports, ducts, conductors, insulators, and accessories for distributing electricity, aerially or underground, for final use, at medium and low voltage.\n\nTransmission line: Arrangement of structures, conductors, insulators, and accessories for transporting electricity at high voltage, between two nodes of an electric power system.\n\nMedium Voltage (abbreviation: MT): voltage level greater than 1 kV but less than or equal to 100 kV.\n\nTechnical standard (Norma técnica): Mandatory precept formed by a set of specifications, parameters, and indicators that define the conditions of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which electric services must be supplied.\n\nNational regulations (Normativa nacional): Set of technical standards, procedures, criteria, and in general any document establishing mandatory technical-economic rules, issued by the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).\n\nRegional regulations (Normativa regional): Set of technical standards, procedures, criteria, and in general any document establishing mandatory technical-economic rules issued by the Comisión Regional de Integración Eléctrica (CRIE).\n\nIntegrated operation (Operación integrada): Is the form of operation of a power system in which centrally dispatched generation resources are used to cover demand, complying with the adopted criteria for security, reliability, quality, and economic dispatch.\n\nRestrictive operation: Condition of an element or system in which it is operated or used under limited conditions with respect to its capacity or functionality, as a consequence of technical limitations external to it.\n\nSecure operation (Operación segura): Integral operating condition of a power system in which there is no possibility that, in the event of a fault of one or several elements predefined in the Criterios de Seguridad Operativa, a total system operational outage or a condition causing deficiencies in energy transport quality and continuity may occur.\n\nOperador del Sistema: Technical unit responsible for directing and coordinating the operation of the Sistema Eléctrico Nacional and the Mercado Eléctrico Nacional to satisfy the country's electricity demand, as well as the coordination and execution of energy conveyance at the regional level.\n\nFlicker (Parpadeo): impression of irregularity of visual sensation due to a luminous stimulus whose luminosity or spectral distribution fluctuates over time.\n\nParticipants/agents of the SEN: Electricity industry participants: Generating, transmission, distribution companies, and high-voltage subscribers (abonados) or users.\n\nPerturbation: The perturbation describes the entire event that begins with a fault and ends with the restoration of the previous conditions of quality and reliability in the electrical supply.\n\nVoltage swell (Pico de tensión): increase of the root mean square (rms) value (valor eficaz) of voltage to a value between 110% and 180% of the nominal voltage at nominal frequency, with a duration from half a cycle (8.33 ms) up to one minute.\n\nGeneration plant. Power station: Set of civil works and electrical and mechanical equipment used for the production of electrical energy.\n\nFault power: Is the power that a generation unit stopped generating due to situations unrelated to its operation.\n\nConnection point (Punto de conexión): Topological location where the user's network links with the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nDelivery point (Punto de entrega) or Point of common coupling: The delivery point is the bus system of the substation where the generator or user connects to the national transmission network or the point in the distribution network where the generator connects. In the case of generators connecting to the low-voltage network, the delivery point is that defined in the technical regulations applicable to service connections (acometidas).\n\nMeasurement point (Punto de Medición): The measurement point is a node of the transmission or distribution network where the measurement system is installed.\n\nElectrical rationing: Operating conditions of the national electrical system in which it is not possible to fully satisfy, moment by moment, the demand for power and energy, due to a deficit in power, energy, or operational security conditions of the SEN. Electrical rationing implies the programmed and orderly interruption of the electrical supply to subscribers (abonados) and users.\n\nDistribution network: is the stage of the electrical network comprised of: the medium-voltage buses of step-down substations (high/medium voltage), switching substations or switchyards, medium and low-voltage conductors, and the associated transformation, control, monitoring, sectionalizing, and protection equipment, for the final utilization of energy.\n\nElectrical transmission network: Part of the electrical network comprised of: transmission lines, step-up substations (medium/high voltage), step-down substations (high and medium voltage buses), switching substations or switchyards, and the associated transformation, control, monitoring, and protection equipment, which fulfills the transmission function and is delimited by the connection points of the agents that inject or withdraw energy.\n\nNational transmission network: All the transmission infrastructure installed and operated in the national territory.\n\nElectrical network: set of elements, in a power system, by means of which electrical energy is transported from production centers and distributed to subscribers (abonados) and users.\n\nNational electrical distribution network: That comprised of the electrical distribution lines of the different electrical energy distribution companies.\n\nPrimary frequency regulation: Automatic variation of the power delivered by the generation unit in response to frequency changes in the system when load-generation imbalances occur.\n\nSecondary frequency regulation: Is the fine adjustment executed by the Automatic Generation Control (AGC) of the generator's power to restore the load-generation balance and the power exchanges between control areas.\n\nSecondary regulation reserve to increase active power: Sum of the available capacities to increase their active power up to the maximum technical limit of the generators operating under the control of the AGC.\n\nSecondary regulation reserve to decrease active power: Sum of the available capacities to reduce their active power down to the minimum technical limit of the generators operating under the control of the AGC.\n\nCold reserve: Sum of the nominal (or effective) power of the units that can start, synchronize, and reach full load in less than 15 minutes.\n\nSpinning reserve: Sum of the available capacities to increase the active power of online generators whose governors respond automatically to frequency changes.\n\nOperational security (Seguridad operativa): Methodical application of criteria and procedures in the planning, design, and operation of the Sistema Eléctrico Nacional, with the objective that it can withstand the types of contingencies considered in the operational security criteria, maintaining stable operation and limiting the consequences derived from the event or contingency.\n\nElectrical service: Availability of energy and power in the stages of generation, transmission, and distribution, as well as in the conditions of its commercialization.\n\nMeasurement system (Sistema de medición): Is the group of equipment (energy meters, potential and current transformers, etc.) that together are used for the measurement and recording of the energy and power injected into or withdrawn from a node of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nProtection system (Sistema de protección): Is the group of equipment (instrument transformers, relays, etc.) that together are used for the protection of equipment or elements of an electrical network.\n\nSistema Eléctrico Nacional (SEN): Is the power system composed of the following interconnected elements: generation plants, the transmission network, the distribution networks, and the electrical loads of the users. Set of companies and equipment in national territory interconnected with each other and regulated by the norms of the Regulatory Authority.\n\nSubstation: Part of an electric power system, where generation systems, transmission or distribution lines may converge and originate, comprised of power transformers, circuit breakers, and control, measurement, and switching equipment, and whose function is to step up or step down the voltage of the electricity or to transfer its transport or distribution between different elements of the power system.\n\nTransmission: Transport of energy through high-voltage electrical networks.\n\nHigh-voltage user (Usuario en alta tensión): Natural or legal person connected to the Sistema Eléctrico Nacional at high voltage and who is the final consumer of energy at that connection point.\n\nUser: Natural or legal person who makes use of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nRoot mean square (rms) value (Valor eficaz): square root of the mean value of the sum of the squares of the instantaneous values reached during a complete cycle of the voltage or current wave.\n\n \n\n(Thus amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 4. Acronyms.\n\nARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.\n\nCOOPEALFARO: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.\n\nCOOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.\n\nCOOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.\n\nCOOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.\n\nCRIE: Comisión Regional de Integración Eléctrica.\n\nCNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.\n\nESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.\n\nICE: Instituto Costarricense de Electricidad\n\nJASEC: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, S.A.\n\nMER: Mercado Eléctrico Regional.\n\nSCADA/EMS: Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System.\n\nTDA: Total harmonic distortion of voltage.\n\nAbbreviations:\n\nHz: Hertz: Unit of frequency.\n\nkV: Kilovolts. Unit equivalent to one thousand volts.\n\nkVA: Kilovolt-ampere. Unit of measurement of apparent power equivalent to one thousand volt-amperes.\n\nCHAPTER II.\n\nGENERAL TECHNICAL CHARACTERISTICS OF THE SEN.\n\n \n\nArticle 5. Frequency of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nThe nominal frequency of the Sistema Eléctrico Nacional shall be 60 Hz. During normal operation, 90% of the variations of the average frequency in 10-minute periods shall be within the range of (60 ± 1.65σ) Hz, where σ is the standard deviation of the average frequency in 10-minute periods. The value of \"σ\" shall be 0.03 Hz. The operating tolerances and variations during contingencies are defined in Article 11 and the provisions in the Reglamento del Mercado Regional; as well as in the specific regulations that the Regulatory Authority may issue in the exercise of its powers.\n\nArticle 6. Voltages of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nThe voltages in the transmission and medium-voltage distribution scope of the Sistema Eléctrico Nacional, as well as the corresponding tolerable variation limits, are established in Table No. 1.\n\nTable No. 1.\n\nNominal Voltages of the SEN.\n\nValues in Kilovolts (kV)\n\n \n\n| Transmission System | | |\n| --- | --- | --- |\n| Nominal Voltage (rms) | Normal Variation Limits (5%) | Tolerable Variation Limits (10%) |\n| 230.00 | 218.50-241.50 | 207.00-253.00 |\n| 138.00 | 131.10-144.90 | 124.20-151.80 |\n| Distribution System | | |\n| 69.00 | 65.55-72.45 | 62.10-75.90 |\n| 34.50 | 32.78-36.23 | 31.05-37.95 |\n| 24.94 | 23.69-26.19 | 22.45-27.43 |\n| 13.80 | 13.11-14.49 | 12.42-15.18 |\n| 13.20 | 12.54-13.86 | 11.88-14.52 |\n| 4.16 | 3.95-4.37 | 3.74-4.58 |\n\nUnder normal operating conditions, the voltage of the National Electric System shall be maintained within normal variation limits, and under emergency operating conditions, within tolerable variation limits (safety limits), as indicated in Table No. 1.\n\nCHAPTER III.\n\nPLANNING OF THE SEN OPERATION.\n\nArticle 7. Operation of the National Electric System.\n\nThe operation of the National Electric System is the responsibility of the System Operator, which must comply with the quality and operational safety requirements established in this standard, in national regulations, and in the Regional Electricity Market Regulations (RMER). For such purposes, in accordance with Article 10 of the Regulation for Regulatory Harmonization between the National Electricity Market and the Central American Electricity Market, it is the responsibility of the Costa Rican Electricity Institute (ICE), through the Administrative Body it designates or creates for this purpose, to perform the functions of System Operator and Market Operator.\n\nArticle 8. Planning Principle.\n\nThe planning of the integrated operation of the generation and transmission resources of the National Electric System shall be the responsibility of the System Operator, which shall be carried out in an integrated manner with the technical information that generating, transmission, distribution companies, and high-voltage subscribers or users are obligated to provide, and shall have the following fundamental objectives:\n\na. Satisfy the national demand for electric energy at the optimal cost, under a short- and medium-term planning horizon (from zero to five years, with a maximum resolution of one month), utilizing national resources to the maximum, without detriment to taking advantage of the economic benefits that the Central American Electricity Market may offer.\n\nb. Minimize the operation and maintenance costs of the SEN.\n\nc. Maximize generation from renewable sources.\n\nd. Minimize thermal generation from petroleum derivatives.\n\ne. Maintain the levels of safety, reliability, and quality defined in this technical standard and in others issued by the Regulatory Authority for generation and transmission activities, and in accordance with the regulations of the Central American Electricity Market.\n\nf. Contribute to compliance with the standards regarding the quality, reliability, and continuity of the electricity supply in the distribution stage.\n\nThe frequency of updating the operational planning shall be annual, and may be updated more frequently if circumstances warrant it. The System Operator shall define the information and deadlines by which generating, transmission, distribution companies, and high-voltage subscribers or users must supply it for the proper planning of the integrated operation.\n\nArticle 9. Planning Strategy.\n\nFor the proper operation of the SEN, the System Operator must develop a planning strategy involving short- and medium-term goals (from zero to five years, with a maximum resolution of one month), taking into account, as applicable:\n\na. The development planning of the SEN's electrical infrastructure.\n\nb. The growth in power and energy demand.\n\nc. Transmission losses.\n\nd. The hydrology of the different hydroelectric plants and their minimum and maximum operating levels of their reservoirs.\n\ne. The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the medium term, and weekly, daily, and hourly regulation reservoirs in the medium and short term.\n\nf. The seasonality of hydroelectric, wind, solar, and biomass resources.\n\ng. The indicators of historical unavailability and short-term unavailability of the national generation fleet.\n\nh. The fuel and lubricant costs of the thermal units.\n\ni. The efficiency and performance of the thermal units.\n\nj. The operation and maintenance costs of the national generation fleet and the transmission infrastructure.\n\nk. The electrical, contractual, and operational restrictions of the SEN components, among others.\n\nArticle 10. Additional Technical Criteria\n\nThe following are established as additional technical criteria to be considered in the planning of the National Electric System operation:\n\na. In a steady state, the voltages on the high-voltage and medium-voltage busbars of the substations must not exceed the tolerable limit values indicated in Article 6.\n\nb. The maximum transfer through transmission lines shall be optimized, taking into account the intrinsic thermal limit of the conductors, the transmission limit due to voltage regulation, the limit due to transient stability and small-signal stability, and the limit due to minimum clearances. However, all lines must be loaded below 85% of the nominal thermal capacity, and the system operator may exceed this loadability level, provided it does not contravene the principles of regional and national operational quality and safety, nor the integrity of the network elements.\n\nIn the presence of contingencies, the loadability of the lines shall be adjusted to the operational quality and safety criteria indicated in Article 13. Additionally, both ICE and the System Operator must continuously verify the loadability of the transmission lines, and actions must be taken to reinforce the capacity of the transmission lines when they must be operated at a loadability exceeding 85% for more than 6,000 hours per year.\n\nc. Permanent overloads are not permitted. In daily or short-term operation (1 year), overload limits can be set according to the duration of the overload, without exceeding the maximum permissible temperatures of the equipment and without significantly reducing its useful life.\n\nd. For protection coordination, determination of the under/over-frequency scheme, determination of line loadability, and overloading of SEN components, the System Operator must perform the corresponding system analyses in steady-state and transient conditions (short circuit, conventional load flows, and transient and small-signal stability).\n\ne. Under a three-phase-to-ground fault on one of the circuits of the transmission system, close to the substation with the highest short-circuit level, which is cleared with the primary protection time and assuming the permanent outage of the failed element, the system must maintain stability.\n\nf. Under the outage of a component (a generator, a transmission line, a circuit breaker, etc.) of the SEN, the system must maintain stability.\n\ng. In the event of producing isolated electrical networks or subsystems (islands) after an event, in each electrical network or subsystem, the quality, reliability, safety, and performance criteria established in this standard and other standards issued by the Regulatory Authority regarding the quality and continuity of the electricity supply must be met, considering the installation of supplementary protection schemes that allow their operation under quality conditions in the electricity supply.\n\nh. If power oscillations occur, it must be ensured that they do not exceed more than 5% of the nominal capacity of each generation unit synchronized to the SEN.\n\ni. There must be no current imbalances at the delivery points to distribution companies or to subscribers or users at high and medium voltage, that produce voltage imbalances exceeding 3%. Maintaining the permissible current imbalance is the responsibility of the distribution companies and the high and medium voltage subscribers and users.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 11. Load Shedding due to Low Frequency\n\nThe low-frequency load shedding scheme on the network shall be implemented in accordance with the requirements determined by the corresponding studies prepared by the System Operator and coordinated with the participants of the electricity business (generators, transmitters, distributors, and high-voltage subscribers or users). The variation range, consisting of several stages, chosen for this scheme must be updated depending on the needs of the network and its evolution over time, and must be reviewed periodically, at least once a year. Consideration must also be given to matters relating to spinning reserve to avoid partial load shedding in the first stage of operation of this scheme. In this regard, the National Electric System must be operated at all times with a minimum spinning reserve defined by the System Operator in terms of the quality and operational safety of the SEN, and in accordance with the provisions of regional regulations.\n\nLikewise, regarding regional interconnections, they are obligated to operate within the quality, safety, and performance criteria established by regional regulations, provided that the same contemplates specifications superior to national ones.\n\nThe automatic low-frequency load shedding scheme of the SEN shall be designed with the following criteria:\n\na. The tripping of the largest-capacity generation unit in the system must not activate the first shedding stage.\n\nb. The number of stages to be implemented and their corresponding timing shall be determined for each company.\n\nc. The frequency must never be below 57.5 Hertz.\n\nd. In contingencies, the time that the frequency remains below 58.5 Hertz must be minimized.\n\ne. After 50 seconds of the occurrence of an event, the system frequency must be above the threshold of the first stage of the automatic load shedding scheme.\n\nf. The amount of load to be shed in events must be optimized, avoiding over-frequency as much as possible.\n\ng. Each distribution company and high-voltage subscriber or user must enable its demand to be shed by low-frequency relays so that the SEN can withstand the outage of the largest generation plants and thus avoid, as far as possible, total collapses.\n\nh. The number of stages to be implemented, the percentage of load to be shed in each stage, and its corresponding timing shall be determined for each distribution company.\n\ni. Whenever technically feasible, the selection of the load to be shed shall be carried out in order to optimize the continuity of the electricity supply in the Metropolitan Area and in population centers with significant commercial, industrial, and governmental characteristics, and in hospital centers.\n\nj. In the case of SEN operation in islands, the installation of supplementary protection schemes must be considered to allow its operation under quality conditions in the electricity supply, in accordance with this provision and others issued by the Regulatory Authority.\n\nk. The frequency adjustment of the scheme must indicate the minimum and maximum operating frequency, the frequency step between the different stages, and the operating time in which the opening of the relay-circuit breaker assembly must be executed for each stage.\n\nThe established scheme may be modified before the one-year period if the System Operator determines that there are situations or conditions that so require.\n\nThe amount of load that will be shed due to the action of the scheme shall not be reduced when preventive or corrective maintenance work must be carried out, unless this is duly justified before the System Operator.\n\nThe System Operator shall inform each user of the transmission system of the low-frequency load shedding scheme, as applicable, with the following information:\n\na. Magnitude and location of the load to be shed.\n\nb. Trip initiation frequency.\n\nc. Final trip frequency.\n\nd. Number of steps or stages of the scheme.\n\ne. Speed of the power circuit breakers.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 12. Adjustments of the Frequency Relays of Generation Units.\nThe System Operator shall specify the ranges within which each generator must adjust its frequency relays, according to the stability analysis studies, and shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all units of the national generation fleet with capacities greater than 1 MW.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 13. Operational Safety and Planning Criteria.\n\nThe safety criteria with which the National Electric System must be operated and planned are shown in Table No. 2 (Appendix A of this standard).\n\nArticle 14. Information Transfer.\n\nAll participating companies in the national electricity industry are obliged to supply the System Operator, in accordance with the procedures proposed by the latter and approved by the Regulatory Authority, with all the information necessary for the proper operation and planning of the SEN operation, in accordance with this regulation and regional regulations.\n\nCHAPTER IV.\n\nCOORDINATION, SUPERVISION, AND CONTROL OF THE SEN.\n\nArticle 15. Responsibilities\n\nIt is the responsibility of the System Operator to supervise, in real time, at a minimum: the status of circuit breakers, the voltages on transmission system busbars, the active and reactive power flows through lines and transformers, regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with a capacity greater than 1 MW, and the frequency of the SEN, and in general, of each SEN node of extraction or injection with an operating voltage equal to or greater than 13.8 kV. Additionally, it is responsible for coordinating actions to guarantee the reliability, safety, quality, and performance of the SEN operation.\n\nICE and the participants of the SEN shall be responsible for installing and maintaining the correct operation of the equipment they own, necessary for the supervision of the transmission network and the national generation fleet.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 16. Coordination of Maneuvers.\n\nFor the proper operation of the SEN, the System Operator must coordinate the maneuvers carried out within it with the transmission, generation, and distribution companies. Therefore, each of these companies is responsible for defining the sequence of maneuvers with the equipment under their coverage, which they shall report to the System Operator.\n\nArticle 17. Maintenance of the SEN\n\nIn scheduling the maintenance of the different elements of the SEN, the impact on the system operation must be reduced and, where possible, load shedding must be avoided. Annually, under the procedures and mechanisms proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority, ICE, transmission companies, and generation companies with capacities greater than 1 MW, and high-voltage subscribers or users must send to the System Operator the annual predictive and preventive maintenance program for the generators connected to the SEN at a nominal voltage level of 13.8 kV and above, in addition to the elements of the transmission network. The System Operator may make the necessary adjustments to the scheduling of maintenance activities for purposes of operational safety and optimal economic satisfaction of demand.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 18. Frequency Control: Secondary and Primary Regulation\nAll plants in the system with capacities greater than 1 MW are obligated to operate in compliance with the technical requirements indicated by the System Operator, unless technical restrictions prevent them from being able to operate in that condition. Furthermore, they must guarantee the droop value required for their integrated operation in the SEN, in accordance with the requirements of the regional electricity system established in the Regional Electricity Market regulations. Likewise, if required by the System Operator, they must participate in the secondary frequency regulation with their own units or through plants of other companies. Payment for such service shall be made under the tariff scheme established by the Regulatory Authority.\n\nSimilarly, all existing and future generating units with capacities greater than 1 MW must contribute to the primary frequency regulation in accordance with the SEN requirements established by the System Operator.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 19. Voltage Control.\n\nThe voltages required at the generation nodes shall be determined according to the results of the SEN operational planning, in accordance with the provisions of Article 24.\n\nAll plants of the SEN are obligated to participate in voltage control, through the generation or absorption of reactive power, according to the capability curve of their units. The generation or absorption of reactive power by the power plants shall be established according to the steady-state electrical analysis performed by the System Operator, for the different demand conditions.\n\nCHAPTER V.\n\nEXPANSION AND DESIGN OF THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM.\n\nArticle 20. Expansion Principle.\n\nThe planning of the SEN expansion is the responsibility of ICE, which must do so within a context of coordination with the System Operator and the distribution companies, with short, medium, and long-term horizons (1, 5, and 10 years, respectively), through flexible expansion plans that adapt to the changes determined by technical, economic, financial, and environmental conditions, complying with the quality, reliability, and operational safety criteria established in this standard, in others issued by the Regulatory Authority, and in those of a regional nature.\n\nArticle 21. Transmission Expansion.\n\nTo carry out the planning of the National Electric System concerning the transmission network, planning elements applied to the steady-state and transient analysis of the SEN shall be considered. ICE shall define reliability indices that allow measuring the quality and safety of the SEN, and the necessary projects for their improvement shall be carried out. These studies shall be of a public nature in accordance with the provisions of Article 178.\n\nAdditionally, a flexible, robust transmission network must be planned, technologically and structurally adapted to incorporate the greatest amount of generation from renewable energy sources, and to have a backup transformation system in transmission and distribution substations, in such a way as to guarantee the satisfaction of demand.\n\nArticle 22. Generation Expansion.\n\nRegarding the planning of the National Electric System concerning generation, the maximum utilization of renewable resources shall be considered, through a diversified energy matrix that favors the satisfaction of energy demand independently of climatic seasonality, and at the minimum cost, within a plan with short, medium, and long-term horizons.\n\nArticle 23. Petroleum-Derivative-Based Thermal Generation.\n\nThe incorporation and use of petroleum-derivative-based thermal generation must be the minimum possible, provided it allows minimizing the total cost of the generation system. These thermal units, whose total cost (operation and investment) is optimal for the energy matrix, shall be connected to a robust and flexible transmission system that allows the transport of the lowest-cost thermal generation to the load centers of the National Electric System.\n\nArticle 24. Voltage.\n\nThe SEN shall be planned in such a way that, considering all stages of the electricity industry (generation, transmission, and distribution), it is guaranteed that the voltage on the busbars, under normal operating conditions, is within the normal variation range of 5%, in accordance with Article 6.\n\nArticle 25. Harmonic Voltages.\n\nThe SEN shall be planned and designed in such a way that, under normal conditions, the voltage waveform regarding harmonic content and phase imbalances shall be governed by the following Table:\n\nSimilarly, the provisions of the most recent standards: IEEE-1547 \"Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems\" and IEEE-519 \"Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems\" must be considered.\n\nArticle 26. Phase Imbalance\n\nThe planning and design of the SEN shall be carried out in such a way that, under normal operating conditions and in the absence of load, the voltage imbalance does not exceed 3%.\n\nThe voltage imbalance is expressed in percentage terms, calculated as follows:\n\nWhere:\n\nD = Percentage of imbalance (%)\n : Absolute value of the maximum difference between any of the phase-to-phase voltage values and the average value of the phase-to-phase voltages.\nVprom = Average voltage of the three phase-to-phase voltages.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 27. Safety\n\nThe SEN must be planned and designed in an integrated manner (generation, transmission, and distribution), so as to guarantee compliance with the quality and safety conditions established in Article 13. Additionally, it shall be required that:\n\na. Once a fault is cleared, the voltage does not remain below 80% of the nominal value for more than 700 milliseconds.\n\nb. Frequency values below 57.5 Hertz are not produced during the transient regime.\n\nc. No permanent overloads occur on lines or transformers.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 28. Reliability.\n\nFor the evaluation of the SEN reliability, deterministic or probabilistic methods may be used at the discretion of the System Operator. Notwithstanding the foregoing, in the planning of any element of the SEN, the safety criteria established in Article 13 must be considered.\n\nCHAPTER VI.\n\nACCESS TO THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM.\n\nArticle 29. Interconnection and Free Access to the SEN.\nAccess to the SEN is free for any natural or legal person, provided that the interested party complies with the laws of the Republic of Costa Rica and with the regulations and technical standards issued by the Regulatory Authority, and follows the procedures approved by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of this technical standard.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 30. Application for Connection to the SEN.\nIn any application for connection to the SEN, ICE, the transmission company, or the distribution company, as applicable, must perform the technical and economic feasibility studies, which must be evaluated and approved by the System Operator, except for plants interconnected to the national distribution network with capacities less than or equal to 1 MW.\n\nIf the connection is viable, said companies must offer the interested party a connection point to the SEN, at the most appropriate voltage level, which will generally be the busbar system of one of the existing substations in the SEN or the busbar system of a new substation that, according to the technical feasibility study, needs to be built.\n\nIn the case of distribution networks, direct interconnection to the network will be permitted in exceptional cases, subject to a prior technical study demonstrating the circuit's capacity to transfer the generated energy.\n\nSimilarly, the interested party may propose connection points to the SEN. For this purpose, all information used by ICE and the transmission and distribution companies to carry out the technical and economic feasibility studies of the connection application shall be publicly accessible. If the interested party disagrees with the decision of the System Operator, ICE, the transmission company, or the distribution company, they may appeal to the Regulatory Authority to resolve the dispute.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 31. Obligations of ICE and the Transmission and Distribution Companies.\nThe following obligations correspond to the System Operator, ICE, and the transmission and distribution companies:\n\na. Comply with the technical requirements established in this standard.\n\nb. Carry out the studies of the connection application, including review and approval by the System Operator, and communicate the results to the interested party within a maximum period of 120 calendar days, as established in Article 30.\n\nc. Formalize the \"Connection Agreement (Contrato de Conexión)\" that regulates the technical, administrative, and commercial conditions of the connection.\n\nd. Verify that the user complies with the \"Connection Agreement (Contrato de Conexión)\".\n\ne. Pay the System Operator the corresponding charges for the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority.\n\nThe following correspond to ICE, generation and distribution companies, high-voltage users, and subscriber-producer:\n\nf. Pay the System Operator the corresponding charges for the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority. Generators with a capacity of less than 1 MW are exempt from this payment.\n\ng. Maintain compliance with the technical requirements established in this standard.\n\nh. Supply the System Operator with the information it requires in the exercise of its powers.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 32. Obligations of High-Voltage Subscribers and Generators.\nThe following obligations are established for those interested in acquiring the status of high-voltage subscriber or generator, as applicable:\n\na. Pay ICE, the transmission company, or the distribution company the costs incurred for carrying out the studies arising from the connection application.\n\nb. Build their facility in compliance with the technical standards for design, construction, assembly, and equipment, as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, the distribution companies, or any SEN user, and approved by the Regulatory Authority.\n\nc. Comply with the specific conditions for the connection established in the \"Connection Agreement (Contrato de Conexión)\" prior to its signing.\n\nThe following obligations are established for high-voltage subscribers and users and generators, as applicable:\n\nd. Pay the charges, where applicable, associated with the connection, use, and services of the transmission and distribution network, as established by the Regulatory Authority.\n\ne. Maintain their facility in accordance with the technical standards for design, construction, assembly, and commissioning, as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, the distribution companies, or any SEN user, and approved by the Regulatory Authority.\n\nf. Operate and maintain their facilities and equipment in accordance with the technical requirements established in this standard and those derived from it. The operation and maintenance of the connection may be carried out by ICE, the transmission company, the distribution company, the generator, the subscriber, or user, as agreed in the connection agreement, but in any case, it shall be done subject to the operational plan issued by ICE or the distribution company and approved by the System Operator.\n\ng. Provide appropriate maintenance to the equipment and facilities of the connection so that maximum availability of the connection is achieved.\n\nh. Install, operate, and maintain the protection, interruption, metering, telecommunications, fault recording, supervision, and control equipment, according to the requirements of the transmission company, the distribution company, and the System Operator.\n\ni. Maintain compliance with the specific conditions for the connection established in the \"Connection Agreement (Contrato de Conexión)\".\n\nj. Pay for the energy consumed at the connection point in accordance with the tariffs established by the Regulatory Authority for the connection voltage level and the consumption level.\n\nk. Pay the System Operator the corresponding charges for the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority. Generators with a capacity of less than 1 MW are exempt from this payment.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 33. Ownership of connection equipment. If the connection is technically and economically viable, but ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to offer the connection point, the interested party may carry out the construction of the connection point with its own resources, provided that it meets the requirements established by the transmission company, the distribution company, and the \"Connection Contract\" (Chapter VII of this standard), and in accordance with what is indicated in subsection c) of Article 32 of this standard.\n\nWhen the connection point requires the sectioning of one or more circuits of the transmission or distribution system, ICE, the transmission company, or the distribution company shall be responsible for the design and construction of the new lines (variants) and the corresponding switching modules at the connection point, in accordance with the provisions of this standard or the regional regulations, as applicable. Ownership of the new lines and terminal modules (power equipment, control, protections, metering, recording, communications, and other equipment) shall belong to ICE, the transmission company, or the distribution company, regardless of whether or not said modules are located in substations of another owner, in which case the interested party must manage the respective easement (servidumbre).\n\nThe \"Connection Contract\" shall set forth all economic, technical, and legal obligations that are applicable between the interested party and ICE, the transmission company, or the distribution company at the connection site, and shall establish the ownership boundaries of the equipment and properties and their use permits, as well as the method for delimiting them. The ownership of the connection point, as well as the new lines and terminal connection modules to the SEN (power equipment, control, protections, measurement, recording, communications, and other equipment), shall belong to ICE, the transmission company, or the distribution company.\n\nThe ownership of the equipment that allows the interested party's access to the connection point offered by ICE, the transmission company, or the distribution company, may belong to the interested party or to the respective company. In the latter case, they shall be subject to connection charges, as established by the Regulatory Authority.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nCHAPTER VII.\n\nCONNECTION CONTRACT AND CONNECTION COMMISSIONING.\n\nArticle 34. Connection contract or agreement\n\nTo access the National Electric System, the interested party must sign a \"Connection Contract\" with ICE, the transmission company, or the distribution company, as applicable, which shall specify the technical, economic, financial, and legal conditions, which may not exceed the provisions of current regulations, under which the design, procurement, construction, commissioning, and operation of the requested connection shall be governed. The text of the connection contract or agreement must be reviewed and endorsed by the System Operator within the period established in the procedures and protocols approved by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of Article 45 of this technical standard.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 35. Contractual aspects. The \"Connection Contract\", for both new and existing connections, must include at least the following information:\n\na. Definition of the terminology used and the manner in which the contract must be interpreted.\n\nb. Determination of the purpose and scope of the contract, including the obligations imposed on the System Operator, ICE, the transmission company, the distribution company, or the interested party.\n\nc. Citation of the legislation that forms part of the contract and governs its interpretation and scope:\n\ni. Laws 7593, 7200, 7508 and their reforms, and related laws and regulations\n\nii. Current resolutions on energy connection and transport charges, in the transport or distribution networks, as well as charges for system operation corresponding to the System Operator, issued by the Regulatory Authority.\n\niii. Technical and economic standards issued by the Regulatory Authority.\n\niv. Technical standards proposed by the System Operator or ICE and approved by the Regulatory Authority\n\nv. Schedule for the design, procurement, construction, and commissioning of the connection.\n\nd. Connection charges to the transmission or distribution network set by the Regulatory Authority\n\ni. Determination of the charges payable by the interested party, form of billing and payment.\n\nii. Frequency of charge review.\n\niii. Information that the interested party must provide to the System Operator, ICE, transmission company, or distribution company so that they can calculate the corresponding charges and have them approved by the Regulatory Authority.\n\ne. Charges corresponding to the control, supervision, and integrated operation of the SEN, set by the Regulatory Authority.\n\nf. Description of the works and equipment that are part of the connection, as well as the physical ownership boundaries:\n\ni. Of the property.\n\nii. In high, medium, and low voltage equipment.\n\niii. In protection circuits.\n\niv. In synchronization circuits.\n\nv. In control circuits.\n\nvi. In the chronological event recorder and fault recorder equipment.\n\nvii. In telecommunications and telecontrol.\n\nviii. In metering and telemetering circuits.\n\nix. In the fire protection system.\n\nx. Other aspects that need to be specified.\n\ng. Of the transfer to ICE, the transmission company, or distribution company of the tap lines and the connection point.\n\nh. Assignment of responsibility and the technical conditions of operation and maintenance, preventive and corrective, to coordinate their execution in such a way as to reduce the unavailability times of equipment and/or lines.\n\ni. Rights and conditions of personnel access to the facilities.\n\nj. The services provided between the parties such as:\n\ni. Operation.\n\nii. Maintenance.\n\niii. Communications.\n\niv. Auxiliary services.\n\nv. Electrical supply for internal services.\n\nvi. Loan or lease of equipment\n\nvii. Supervision, measurement, and information services.\n\nk. Responsibilities for all services agreed upon between the parties.\n\nl. Specification of the term of validity and grounds for termination of the contract.\n\nm. The grounds for modifications and cancellations of the contract.\n\nn. Civil liability policies for damages resulting from deficiencies or operational failures in installations and equipment.\n\no. Technical requirements requested by the System Operator.\n\np. List of annexes containing the documents related to the contract.\n\nq. Any other aspect that regulates the duties and rights of the parties.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 36. Connection procedure. The connection procedure begins with the connection application and ends with the commissioning of the connection, through the signing of the \"Connection Contract\", as an indispensable requirement for the connection's start-up and commercial operation. The start-up of the connection must be approved by the System Operator after verification of the technical requirements of this standard and those indicated in the connection contract.\n\nThe System Operator, in coordination with ICE, the transmission company, or the distribution company, is responsible for establishing the procedure for the application, study, approval, construction, and commissioning of the connections to the SEN. Said procedure must be submitted to the Regulatory Authority for its analysis and approval.\n\nFor those interested in connecting to the Regional Transmission Network, both national and regional procedures and requirements must be fulfilled.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nCHAPTER VIII.\n\nTOPOLOGY AND TECHNICAL REQUIREMENTS FOR CONNECTIONS TO THE SEN.\n\nArticle 37. Principle of topological development of the SEN.\n\nIn order to maximize the quality, continuity, reliability, and security of the electricity supply, the topological configuration of the National Electric System must be developed in an integral, orderly manner, and in accordance with its own growth, the increase in energy and power demand, the technological requirements of the users, and in harmony with the environment, in such a way as to ensure its operational flexibility and a simple structure, yet adaptable to the current and future conditions of the country. In this sense, the ring configuration of the transmission network and the redundancy of supply to the main load centers must be promoted, provided that, in the latter case, the works have the technical and economic justifications.\n\nArticle 38. Technical requirements for connections.\n\nThis section presents the general technical requirements that must be met by all installations and equipment of ICE, transmission companies, generating companies, distribution companies, and high-voltage subscribers and users, in the interconnections to the SEN. The particular technical requirements for the connection of generating companies and distribution companies and high-voltage subscribers or users are established in Articles 39 and 42, respectively.\n\nA. Substations.\n\nThe configuration of a new substation or the connection to an existing substation must be such that it at least allows maintenance to be carried out on the interruption equipment of any substation circuit, without interrupting the continuity of the energy flow for users, and that it allows property discrimination between ICE, the transmission company, the distribution company, and the user for operation and maintenance purposes.\n\nThe power circuit breakers, disconnectors, grounding switches, power transformers, instrument transformers, reactors, lightning arresters, neutral equipment, capacitors, wave traps, telecommunications couplings, protections, analog and digital control and telecommunications, and the external insulation and insulation coordination requirements at the user - ICE or transmission company or distribution company connection site, must comply with the applicable standards at the time of their design.\n\na. Selection of the configuration.\n\nThe substation configuration must be selected by ensuring that operational flexibility, security, reliability, and existing availability in the SEN are maintained; therefore, the following must be met:\n\ni. The \"Single Bus\" configuration shall not be permitted due to its low flexibility and reliability in the national transmission network. The \"Single Bus\" configuration shall be subject, for service to distribution companies, to demonstrating load backup in the event of a contingency through interconnection with other substations in compliance with point iv below. Likewise, a single bus configuration may be accepted when a single transmission line converges there with a single generator at its end.\n\nii. In existing substations with a single bus configuration, bus sectioning must be included if technical and economic studies so justify it. In medium voltage buses, aspects of user segmentation and quality conditions may be considered if technical and economic studies justify it.\n\niii. In substations shared by ICE, the transmission company or the distribution company and the user, preference must be given to configurations that facilitate the boundaries of ownership and responsibility in operation and maintenance.\n\niv. The optimal substation configuration must be obtained from technical and economic studies that demonstrate the maximization of service reliability and quality.\n\nb. Location.\n\nThe best location must be selected considering, among others, the following aspects:\n\ni. Area availability.\n\nii. Future expansions.\n\niii. Energy exploitation potential of the area.\n\niv. Accesses.\n\nv. Need to build line variants.\n\nvi. Topography and geological characteristics.\n\nvii. Contamination.\n\nviii. Environmental aspects.\n\nc. Transmission Line for connection to the SEN.\n\nFor reliability and security of the National Electric System, \"T\" connections are not permitted in the national transmission network.\n\nd. Quality.\n\nIt must be guaranteed and verified with technical studies that the equipment connected to the SEN complies with the requirements for harmonic content established in Article 25 and with those for phase imbalance and voltage fluctuations.\n\ne. Voltage and frequency.\n\nThe voltage and frequency conditions established in Articles 6 and 5 of this standard, as applicable, must be met at the connection point.\n\nf. Grounding system.\n\nConnections to the SEN must have a grounding system in accordance with what is established by ICE or the distribution company, as applicable.\n\ng. Voltage flicker. Voltage fluctuations at the connection point, with a variable load directly connected to the transmission system, must not exceed the values recommended by standard IEEEP 1453 \"IEEE Recommended Practice--Adoption of IEC 61000 4-15:2010, Electromagnetic compatibility (EMC)--Testing and measurement techniques- Flickermeter--Functional and design specifications\", in its most recent version. In case of exception, the application of the international standards must also be considered: IEC-1000-3-7 \"Electromagnetic compatibility (EMC). Limits Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems\", and IEC-868 \"Flickermeter. Functional and design specifications\", in their most recent versions.\n\nArticle 39. Technical requirements for the connection of generators to the SEN.\n\na. Interruption equipment.\n\nEvery connection between a Generator and the SEN must be through power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the connection point. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, ICE, the transmission company, or the distribution company shall provide the user, within a period not exceeding 120 calendar days, counted from the day after the filing of the request and as part of the connection study (Article 30), the necessary information on short-circuit current values and the capacity of the power circuit breakers of the transport or distribution system at the connection point.\n\nb. Protection equipment.\n\nThe protections of the generation units and their connections to the transmission system must comply with the requirements that ICE or the transmission company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN due to faults in the circuits owned by the generators.\n\nICE or the transmission company and the System Operator shall provide the Generator with the clearing times of the primary and backup protections for faults in the Generator's equipment directly connected to the transmission system and for faults in the equipment of ICE or the transmission company directly connected to the Generator's equipment, from the start of the fault until the arc extinction in the power circuit breaker. The System Operator shall specify, for non-conventional renewable generation plants larger than 1 MW, the minimum requirements required to withstand voltage dips in the transmission network without disconnecting these from the SEN, in order to guarantee the security and reliability of the National Electric System.\n\nAt the discretion of ICE and the System Operator, the Generator must provide a breaker failure protection, which must order the tripping of all local or remote breakers that guarantee fault clearing in an adjustable time after the breaker failure condition is detected.\n\nAdditionally, and always at the discretion of ICE or the transmission company and the System Operator, the Generator must provide the following protections that minimize the impact of faults on the SEN:\n\ni. Pole slip protection, which shall be required according to the operating requirements of the SEN.\n\nii. High and low frequency protection according to the limits specified in the operating plan and Article 12 of this standard.\n\nThe protection systems must have backup equipment to guarantee the integrity of the protection schemes and must be adequately coordinated, according to the requirements of ICE or the transmission company and the System Operator, and also installed by mutual agreement with ICE.\n\nSimilarly, the protections of the generation units and their connections to the distribution system must comply with the requirements that the distribution company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN and the distribution network due to faults in the circuits owned by the generators.\n\nc. Commercial metering equipment.\n\nThe Generator must provide the infrastructure and equipment necessary at the connection point to convey the required information for power and quality metering and recording, for tariff purposes, in accordance with the provisions of the technical standard AR-NT-SUMEL \"Supervision of the use, operation and control of electric meters\" and with the Regional Commercial Metering System, as applicable.\n\nd. Telecommunications equipment.\n\nTo ensure proper operational control between the Generator and the System Operator, as set forth in the Connection Contract and at the System Operator's discretion established in protocols approved by the Regulatory Authority, one or several of the following telecommunication services must be established:\n\ni. Operational telephony service.\n\nii. Teleprotection.\n\niii. Emergency communication service (ICE mobile network base station, public switched network, cellular telephony) that provides backup in cases of operational telephony collapse.\n\niv. Telefax service.\n\nIn addition to the above services, and always at the discretion of the System Operator and ICE, the communications infrastructure must be provided to convey information from the connection point to the transmission network, as follows:\n\ni. Data generated by the supervision and control equipment, according to subsection f) of this article.\n\nii. Data from the fault recording equipment, according to subsection e) of this article.\n\niii. Data from the commercial metering equipment, according to subsection c) of this article.\n\ne. Fault recording equipment.\n\nThe Generator must have a fault recording system that allows the System Operator to supervise the performance of the Generator's connection circuits to the SEN at the connection point. The technical requirements of the fault recording system shall be specified by the System Operator in coordination with ICE.\n\nf. Supervision and control equipment.\n\nThe Generator must have the infrastructure and equipment necessary to transmit the information required for supervision and control by the System Operator.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 40. Technical requirements of the generator.\n\nAt a minimum, the following requirements are established:\n\na. Neutral grounding.\n\nThe grounding system of the turbine-generator group and the high voltage windings of each unit's transformer shall be established by ICE or the distribution company, through the requirements established and approved by the Regulatory Authority.\n\nb. Frequency and voltage relays.\n\nThe generation units must have frequency relays with operating ranges that are within the limits stipulated in the SEN's operational planning and in accordance with what is indicated in Articles 10 and 27.\n\nc. Protection settings.\n\nThe setting of the protection system relays shall be coordinated (at the time of the connection's commissioning and in the future) with reference to the connection point, to ensure the rapid and selective disconnection of the equipment involved in a fault. For coordination with other network protections, other types of relays shall be used, as applicable (for example, overcurrent and its times, etc.). The protection settings must guarantee the selectivity, security, and reliability of the National Electric System.\n\nThe Generator shall carry out the protection coordination studies and submit them for approval by ICE or the distribution company and the System Operator. These settings may not be unilaterally modified by the Generator, ICE, the transmission company, or the distribution company.\n\nArticle 41. Auxiliary services that the generator must provide.\n\nAll Generators with generation units exceeding 1 MW, at the request of the System Operator and under the conditions established by it and approved by the Regulatory Authority, must provide:\n\ni. Voltage control and reactive power supply.\n\nii. Frequency control.\n\niii. Power stabilization.\n\niv. Black start capability.\n\nv. Reactive power supplied by synchronous or static compensators.\n\nvi. Spinning reserve.\n\nvii. Cold reserve.\n\nThe prices and tariffs for the provision of these services shall be set by the Regulatory Authority in accordance with Law 7593.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nArticle 42. Technical requirements. Connection of distribution companies and high-voltage subscribers to the SEN.\n\na. Interruption equipment.\n\nEvery connection between a high-voltage subscriber and a distribution company and the SEN must be controlled by power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the connection point. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, ICE shall provide the distribution company and the high-voltage subscriber with the short-circuit current values and the capacity of the power circuit breakers of the transmission system, at existing and future connection points.\n\nb. Protection equipment and scheme.\n\nIf the connection requires the construction of a new substation for the sectioning of ICE or transmission company lines, the protection systems to be installed must be technically compatible with the existing schemes at the remote ends of the sectioned lines. The protection systems to be installed by the high-voltage subscriber or the distribution company must conform to the requirements of the System Operator and ICE.\n\nc. Telecommunications equipment.\n\nThe provisions of Article 39, subsection d, apply.\n\nd. Metering equipment.\n\nThe technical requirements of the metering equipment shall conform to the provisions of the technical standard AR-NT-SUMEL, \"Supervision of the use, operation and control of electric meters,\" and with the provisions of the regional regulations.\n\ne. Fault recording equipment.\n\nThe provisions of Article 39, subsection e) apply.\n\nf. Supervision and control equipment.\n\nThe provisions of Article 39, subsection f) apply.\n\ng. Protection settings.\n\nThe protection settings that affect the behavior of the transmission network must be made in an integrated manner by the System Operator and ICE, or by the transmission company, and communicated to the distribution companies or subscribers and high-voltage subscribers. When necessary, the protection settings must be coordinated with reference to the connection point to ensure the rapid and selective disconnection of the equipment under fault. The System Operator, the transmission companies, the high-voltage subscribers, and the distribution companies must agree on the means, periodicity, and exchange of information necessary for the preparation of protection coordination studies, through the procedures established by the System Operator and approved by the Regulatory Authority.\n\nh. Work on protection equipment.\n\nNo protection system (except those with tripping associated with the own equipment of high-voltage subscribers or distribution companies) may be intervened or altered by their personnel, without the consent of the transmission companies and the System Operator.\n\ni. Neutral grounding.\n\nThe high-voltage subscriber or the distribution company shall implement the grounding systems for their installations in accordance with the guidelines established by ICE.\n\nj. Frequency relays.\n\nEach high-voltage subscriber or distribution company must provide the infrastructure and equipment necessary for automatic load shedding by low frequency in accordance with what is indicated in Article 11.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nCHAPTER IX.\n\nRESPONSIBILITIES.\n\nArticle 43. Quality of SEN operation.\n\nIt is the responsibility of the System Operator, in coordination with the Regional Operating Entity (Ente Operador Regional, EOR), to maintain the quality of the SEN in terms of frequency and voltage within the limits established in this standard.\n\nICE, the transmission and distribution companies, as well as high-voltage subscribers or users, are responsible for maintaining the quality of the waveform and voltage imbalance in accordance with the stipulations of this standard.\n\nArticle 44. Availability, continuity, and security. The availability, continuity, and security of the SEN, in order to maintain its optimal operation, ensure the selectivity of the protection systems, and the safety in the correct execution of maneuvers ordered by the System Operator, are the responsibility of the generators, the transmission companies, the distribution companies, and the high-voltage subscribers or users.\n\n(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Methodology for Setting the Distribution Network Access Tariff for the Producer-Consumer\")\n\nArticle 45. Protocols and procedures:\n\nThe System Operator, in coordination with ICE, the transmission companies, the generators, and the distribution companies, must, within one year from the entry into force of this standard, propose and keep updated the protocols and procedures established in this standard and those deemed necessary to equip, develop, and operate the SEN within the quality, security, and performance parameters established in this standard and in the regional regulations, and submit them for approval by the Regulatory Authority:\n\nThe protocols and procedures must be reviewed when circumstances warrant it. Changes must be approved by the Regulatory Authority, in accordance with the procedures established by it.\n\n(As amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\nCHAPTER X.\n\nPERFORMANCE OF THE NATIONAL TRANSMISSION NETWORK.\n\nArticle 46. Events. Identification, recording, and counting.\n\nIt is the responsibility of the System Operator, in coordination with ICE and every transmission company, to establish and maintain a system to identify, record, and count all events associated with the availability, load capacity, fault regime, and operational security of its transmission network, including the cause(s) that originated them.\n\nArticle 47. Integration of identification and recording systems.\n\nIt is the responsibility of the System Operator, in coordination with the transmission companies, to establish and maintain a computer system that integrates the information on the identification, recording, and counting of all events associated with the availability, load capacity, fault regime, and operational security of the national transmission network. For this purpose, every transmission company or entity that owns an installation that fulfills the transmission function is obligated to provide the System Operator with the necessary information in accordance with the procedures established by the latter and approved by the Regulatory Authority.\n\nArticle 48. Nature of events.\n\nTo identify the events associated with the national transmission network, the following shall be considered:\n\na. Own events: Associated with the own operability of the transmission network component.\n\nb. Indirect events: Those produced in a transmission network component as a consequence of an operational failure of another transmission or distribution network component, in a particular way, or as a consequence of the operability of the transmission network as a whole.\n\nc. Scheduled events: Those planned by the electric utility for preventive or corrective maintenance activities, or for construction or improvement activities of the transmission network.\n\nd. Forced events: Unforeseen events due to faults or operational security reasons without consideration.\n\nArticle 49. Classification of unavailabilities.\n\nUnavailabilities shall be classified as follows:\n\na) By their duration.\n\nBased on the duration of the unavailabilities, these are classified as shown in Table No. 4:\n\n \n\nTable No. 4\n\nClassification of unavailabilities by their duration\n\n \n\n| Type of Unavailability | Duration |\n| --- | --- |\n| Temporary | Less than or equal to ten minutes |\n| Prolonged | Greater than ten minutes |\n\n \n\nb) By their origin\n\nAccording to the origin of the unavailabilities, these are classified as shown in Table No. 5:\n\n \n\nTable No. 5\n\nClassification of unavailabilities by their origin\n\n \n\n| Type of Unavailability | | Origin |\n| --- | --- | --- |\n| Indirect | Forced | Due to failure of a component external to the transmission line or due to an operational restriction. |\n| Programmed | Programmed events external to the transmission line. | |\n| Own | Forced | Due to failure or operational restriction of the transmission line. |\n| Programmed | Due to programmed events specific to the transmission line. | |\n\n \n\nThose that occur as a consequence of indirect events shall be \"indirect unavailabilities,\" and those that occur in the transmission network element itself shall be \"own unavailabilities.\"\n\nThe time periods in which one or more elements of the transmission network are out of service due to improvements arising from long-term planning shall not be considered for the calculation of unavailabilities.\n\nArticle 50. Fortuitous event and force majeure (caso fortuito y fuerza mayor).\n\nFor the recording and computation of the availability, loadability, and failure regime indicators, events caused by fortuitous event and force majeure (caso fortuito y fuerza mayor) that directly affect the evaluated element (transmission line, substation or transformation equipment, etc.) shall be excluded.\n\nArticle 51. Operating semesters.\n\nFor the classification and determination of the different indicators, the following operating semesters are established:\n\n \n\na. Semester 1: From January 1 to June 30, with a duration of 4,344 hours in a non-leap year and 4,368 in a leap year.\n\nb. Semester 2: From July 1 to December 31, with a duration of 4,416 hours in both a leap year and a non-leap year.\n\nArticle 52. Availability indicators.\n\nThe purpose of the availability indicators is to evaluate, from a temporal point of view, the efficient utilization of the national transmission network. For their determination, all prolonged unavailabilities shall be taken into account, whether own or indirect, forced or programmed, as applicable, and they are those stipulated in Articles 53 through 59.\n\nArticle 53. Line availability.\n\nThe indicator measures the semester percentage of total availability of the transmission line and is defined as:\n\n \n\nWhere:\n\nHD = Number of available semester hours of the transmission line.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nArticle 54. Global availability of national transmission lines.\n\nThe indicator shows the global availability of the transmission lines and is defined as:\n\nWhere:\n\nEXTLTi = Length of transmission line i in Km.\n\n=\n\nHDi = Number of available hours of the transmission line.\n\n=\n\nHS = Number of available hours in the semester, as applicable.\n\n=\n\n \n\nN = Number of transmission lines that make up the national transmission network.\n\n=\n\nArticle 55. Percentage of forced unavailability of a transmission line.\n\nThe indicator shows the percentage of semester hours in which a transmission line was unavailable due to forced events, whether own or indirect, and is defined as:\n\nWhere:\n\nHIDLF = Total semester hours in which the line was unavailable due to forced events, own or indirect.\n\n=\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\n=\n\nArticle 56. Own unavailability of a transmission line.\n\nThe indicator shows the percentage of hours that a transmission line was unavailable due to own events, whether forced or programmed, and is defined by:\n\nWhere:\n\nHIDLP = Total semester hours in which the line was unavailable due to own events, whether forced or programmed.\n\n=\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\n=\n\nArticle 57. Percentage of indirect unavailability of a transmission line.\n\nThis indicator expresses the percentage of semester hours in which a transmission line was unavailable as a consequence of indirect events, whether programmed or forced, and is defined by:\n\nWhere:\n\nHIDLI = Total semester hours in which the line was unavailable due to indirect events, whether forced or programmed.\n\n=\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\n=\n\nArticle 58. Unavailability frequency.\n\nThis indicator measures the semester frequency with which unavailabilities occur in a transmission line, whether forced or programmed, own or indirect.\n\nFRIDI\n\n \n\nWhere:\n\nFRIDI = Total number of semester unavailabilities of a transmission line.\n\n \n\n=\n\nArticle 59. Forced unavailability frequency.\n\nMeasures the frequency with which a transmission line is unavailable due to forced outages, whether own or indirect.\n\nFRIDF\n\n \n\nWhere:\n\nFRIDIF = Total number of semester forced unavailabilities of a transmission line.\n\n \n\n=\n\nArticle 60. Loadability indicators.\n\nThe loadability indicators measure the performance in the utilization of the transport capacity of the national transmission system and also provide information related to its comprehensive planning, and they are those stipulated in Articles 61 through 69.\n\nArticle 61. Maximum transportable energy of a transmission line.\n\nThe maximum semester transportable energy of a transmission line corresponds to 85% of its nominal thermal capacity, multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:\n\n \n\nEMAXTR = 0.85*CTNL*HS\n(MVA-Hours)\n\nWhere:\n\nCTNL = Nominal thermal capacity of the transmission line in MVA.\n\n=\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\n \n\n=\n\nFor the purposes of this calculation, the nominal thermal capacity shall be taken as the maximum power that produces an expansion such that the minimum allowable clearances for the transmission line are not exceeded.\n\nArticle 62. Load factor of a transmission line.\n\nThis indicator reflects the utilization of a transmission line in relation to its maximum energy transport capacity and is defined by:\n\nWhere:\n\nESGE = Semester energy transported by the transmission line.\n\n \n\n=\n\nEMAXTR = Maximum semester transportable energy.\n\n \n\n=\n\nArticle 63. Percentage of restriction due to operational security (seguridad operativa).\n\nThis indicator measures the relative percentage of energy not transmitted by a transmission line due to operational security restrictions, with respect to the maximum transportable energy and the semester transported energy. It is defined as:\n\nWhere:\n\nEGRESTOP = Energy semesterly transported by a transmission line operating under restrictive conditions for operational security.\n\n \n\n=\n\nEMAXTR = Maximum semester transportable energy for the transmission line.\n\n \n\n=\n\nESGE = Semester energy transported by the transmission line.\n\n \n\n=\n\nArticle 64. Maximum transformable energy of a substation.\n\nThe maximum semester transformable energy of a substation corresponds to 120% of the sum of the nominal thermal capacities of the substation's transformers, minus the nominal thermal capacity of the highest-capacity transformer, multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:\n\nWhere:\n\nCTi = Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.\n\n \n\n=\n\nCTM = Nominal thermal capacity of the highest-capacity transformer of the substation, in MVA.\n\n \n\n=\n\nHS = Number of hours of the corresponding semester.\n\n \n\n=\n\nN = Number of power transformers that make up the substation.\n\n \n\n=\n\nFor the calculation of this index, the transformation capacity for energy transport purposes shall be taken into account, without considering the transformation associated with distribution activity, unless generation is being injected through a distribution circuit.\n\nArticle 65. Load factor of a substation.\n\nThis indicator reflects the utilization of a substation with respect to its maximum energy transport capacity and is defined by:\n\nWhere:\n\nESTR = Semester energy transported by the substation.\n\n \n\n=\n\nEMAXSUB = Maximum semester transportable energy for the substation.\n\n \n\n=\n\nArticle 66. Utilization factor of a substation.\n\nReflects the utilization of a substation with respect to its maximum transportable power and is defined by:\n\nWhere:\n\nDEMAXSUB = Maximum semester demand required of the substation, in an integration period of 10 minutes.\n\n \n\n=\n\nCAPMAXSUB = Maximum capacity of the substation, equal to 85% of the sum of the nominal thermal capacities of the transformers minus the nominal thermal capacity of the highest-capacity transformer.\n\n \n\n=\n\nWhere:\n\nCTi = Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.\n\n \n\n=\n\nCTM = Nominal thermal capacity of the highest-capacity transformer of the substation, in MVA.\n\n \n\n=\n\nN = Number of power transformers of the substation.\n\n \n\n=\n\nArticle 67. Utilization factor of a transmission line. Reflects the utilization of a transmission line with respect to its maximum transportable power and is defined by:\n\nWhere:\n\nDEMAXILT = Maximum semester demand registered and required of the transmission line in an integration period of 10 minutes.\n\n \n\n=\n\nCTNL = Nominal thermal capacity of the transmission line in MVA.\n\n \n\n=\n\nArticle 68. Rate of operation in restrictive condition.\n\nThe indicator shows the number of times in a semester that the transmission line operated in a restrictive condition, whether due to own or improper forced events, and is defined by:\n\n \n\nTOPREST\n\nWhere:\n\nTOPREST = Number of occasions during the semester when a line worked in a restrictive condition.\n\n \n\n=\n\nArticle 69. Average duration of restrictive operation.\n\nThis indicator shows the average duration in which a transmission line operates in a restrictive condition and is defined by:\n\nWhere:\n\nDOPRESTLi = Duration in minutes of restrictive operation of transmission line i.\n\n=\n\n= i.\n\n \n\nNOP = Number of restrictive operations in the evaluated semester.\n\n \n\n=\n\nN = Number of transmission lines that make up the national transmission network.\n\n \n\n=\n\nArticle 70. Failure indicators.\n\nThese indicators show the number of failures that occur in a transmission line or in the different elements of a substation. For their determination, failures that cause prolonged unavailabilities shall be considered, and they are those stipulated in Articles 71 through 76.\n\nArticle 71. Own failure rate of the transmission network.\n\nThe indicator shows the number of own failures per semester per 100 km of line and is defined by:\n\nWhere:\n\nNFLTPi = Number of semester failures of transmission line i, due to an own event.\n\n \n\n=\n\nEXTLTi = Length of transmission line i in Km.\n\n \n\n=\n\nN = Number of transmission lines that make up the national transmission network.\n\n \n\n=\n\nArticle 72. Indirect failure rate of the transmission network.\n\nThe indicator reflects the number of indirect failures per semester per 100 km of line and is defined by:\n\nWhere:\n\nNFLTi = Number of semester failures of transmission line i, due to indirect events.\n\n \n\n=\n\nEXTLTi = Length of transmission line i in Km.\n\n \n\n=\n\nN = Number of transmission lines that make up the national transmission network.\n\n \n\n=\n\nArticle 73. Power transformer failure rate.\n\nThe indicator shows the semester failure power per 100 MVA of installed capacity and is defined by:\n\nWhere:\n\nPFTPi = Failure power (interrupted) in power transformer i, in MVA.\n\n \n\n=\n\nCTi = Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.\n\n \n\n=\n\nN = Number of power transformers that make up the national transmission network.\n\n \n\n=\n\nArticle 74. Average duration of failures in transmission lines.\n\nThis indicator shows the average duration of failures, during a semester, of the transmission lines and is defined by:\n\nWhere:\n\nDFLTi,j = Duration in minutes of failure i, on transmission line j.\n\n \n\n=\n\nK = Total number of failures in the evaluated semester.\n\n \n\n=\n\nN = Number of transmission lines that make up the national transmission network.\n\n \n\n=\n\nArticle 75. Average duration of failures in transformation equipment.\n\nThe indicator shows the average duration of failures, in a semester, of the transformers that make up the national transmission network and is defined by:\n\nWhere:\n\nDFTi,j = Duration in minutes of failure i, in transformation equipment j.\n\n \n\n=\n\nN = Total number of failures in the evaluated semester.\n\n \n\n=\n\nT = Number of transformers that make up the national transmission network.\n\nArticle 76. Permissible ranges.\n\nThe availability, loadability, and failure indicators must fall within the permissible ranges that the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) establishes in due course, following a public hearing in accordance with the provisions of Articles 25 and 36, subsection c), of Law 7593 (Ley 7593).\n\nCHAPTER XI.\n\nPERFORMANCE OF THE NATIONAL GENERATION PARK.\n\n \n\nArticle 77. Events. Identification, recording, and counting.\n\nIt is the responsibility of the System Operator (Operador del Sistema), in coordination with ICE and every generating company, to establish and maintain a system to identify, record, and count all events associated with the operating states, availability, loadability, failure regime, and operational security (seguridad operativa) of their generating plants with a capacity equal to or greater than 5 MW.\n\nArticle 78. Comprehensive recording and counting system.\n\nIt is the responsibility of the System Operator (Operador del Sistema), in coordination with ICE, the distribution companies with their own generation, and the generating companies, to establish and maintain an information system that integrates the data on the identification, recording, and accounting of all events associated with the operating states, daily pre-dispatch, availability, maintenance programs, loadability, failure regime, and operational security (seguridad operativa) of the national generation park. For this purpose, ICE, the generating companies under the protection of Laws 7200, 7508, and 8345 (Leyes 7200, 7508 y 8345), and the distribution companies with their own generation, are obliged to provide the System Operator (Operador del Sistema) with the necessary information from their generation plants with an installed capacity equal to or greater than 5 MW, in accordance with the procedures that it establishes and the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) approves, within a period no longer than six months after the entry into force of this technical standard.\n\nFor the above, the generators must install, in their generation plants, a telecontrol link with the SCADA/EMS system of the System Operator (Operador del Sistema) to transmit data in real time. Companies with several generation plants may centralize and remotely channel the information from all their plants through their own Control Center, from which they will transmit it to the System Operator (Operador del Sistema), provided there is compatibility of communication protocols and the System Operator (Operador del Sistema) accepts this type of implementation.\n\nThe telecontrol link must comply with the requirements established by the System Operator (Operador del Sistema) in coordination with ICE, in accordance with the provisions of Article 39, subsections d and f.\n\nArticle 79. Nature of events.\n\nTo identify the events associated with the national generation park, the following shall be considered:\n\n \n\na. Own events: Associated with the own operability of the generation plant or unit.\n\nb. Indirect events: Those produced in a generation plant or unit as a consequence of an operational failure of another component of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) (generation plant, transmission network, or distribution network), in a particular manner, or as a consequence of the operability of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) as a whole.\n\nc. Programmed events: Those planned by the generating company for preventive or corrective maintenance activities, or for construction or improvement activities of the generation plant or unit, complying with the deadlines established by the System Operator (Operador del Sistema) for requesting programmed unavailabilities.\n\nd. Forced events: Those not foreseen due to failures, operational security reasons not previously considered, and programmed maintenance not completed on time.\n\nArticle 80. Classification of unavailabilities.\n\nUnavailabilities shall be classified as follows:\n\na) By their duration\n\nAccording to their duration, unavailabilities are classified as shown in table No. 6:\n\nb) By their origin\n\nAccording to their origin, unavailabilities are classified as shown in table No. 7:\n\n \n\nTable No. 6\n\nClassification of unavailabilities by their duration\n\n \n\n| Type of Unavailability | Duration |\n| --- | --- |\n| Temporary | Less than or equal to thirty minutes |\n| Prolonged | Greater than thirty minutes |\n\n \n\nTable No. 7\n\nClassification of unavailabilities by their origin\n\n \n\n| Type of Unavailability | | Origin |\n| --- | --- | --- |\n| Indirect | Forced | Due to failure of a component external to the generation unit or plant. |\n| Programmed | Programmed events external to the generation unit or plant. | |\n| Own | Forced | Due to failure or operational restriction of the generation unit or plant. |\n| Programmed | Due to programmed events specific to the generation unit or plant. | |\n\n \n\nThose that occur as a consequence of indirect events shall be \"indirect unavailabilities,\" and those that occur in the generation unit or plant itself shall be \"own unavailabilities.\"\n\nArticle 81. Operating states of a generation plant.\n\nAccording to its operating conditions, a generation plant or generation unit may be in one of the states indicated in Table No. 8.\n\n \n\nTable No. 8\n\nStates of generation plants\n\n \n\n| State | Condition | Situation |\n| --- | --- | --- |\n| Available | Operative | Normal Operation |\n| With Restriction | | |\n| Reserve | Cold Reserve | |\n| Unavailable | Programmed Unavailability | Preventive Maintenance |\n| Non-Programmed Unavailability | Forced Outage | |\n| Corrective Maintenance | | |\n\nArticle 82. Operating semesters.\n\nFor the classification and determination of the different indicators, the following operating semesters are established:\n\na. Semester 1: From January 1 to June 30, with a duration of 4,344 hours in a non-leap year and 4,368 hours in a leap year.\n\nb. Semester 2: From July 1 to December 31, with a duration of 4,416 hours in both a leap year and a non-leap year.\n\nArticle 83. Availability indicators.\n\nThe purpose of the availability indicators is to evaluate, from a temporal point of view, the efficient utilization of the national generation park. For their determination, all prolonged unavailabilities shall be considered, whether own or indirect, forced or programmed, as applicable.\n\nArticle 84. Global availability of a generation plant.\n\nShows the global availability of a generation plant in a semester and is defined as:\n\nWhere:\n\nHDUGi = Number of available semester hours of generation unit i.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 85. Global forced unavailability of a generation plant.\n\nIndicates the global forced unavailability of a generation plant in a semester due to forced events, whether own or indirect, and is defined as:\n\nWhere:\n\nHINDFUGi = Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to forced events, own or indirect.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 86. Global own-forced unavailability of a generation plant.\n\nIndicates the global semester unavailability of a generation plant due to own-forced events and is defined by:\n\nWhere:\n\nHINDPFUGi = Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to own-forced events.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 87. Global own-programmed unavailability of a generation plant.\n\nShows the global semester unavailability of a generation plant due to own-programmed events and is defined by:\n\nWhere:\n\nHINDPPRUGi = Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to own-programmed events.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 88. Forced indirect unavailability of a generation plant.\n\nExpresses the forced unavailability of a generation plant due to indirect events and is defined by:\n\nWhere:\n\nHINDIFUGi = Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to forced indirect events.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\n=\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 89. Global power availability of a generation plant.\n\nShows the global semester available power with respect to the nominal power of a generation plant and is defined by:\n\nWhere:\n\nHDUGi = Total semester hours in which generation unit i was available.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nPNUGi = Nominal power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 90. Percentage of semester hours in maintenance of a generation plant.\n\nIndicates the average percentage of hours in which the units of a generation plant were in maintenance:\n\nWhere:\n\nHNDUGi = Semester hours unavailable for generation unit i.\n\nHS = Hours of the corresponding semester.\n\n=\n\nN = Number of generation units of the plant.\n\n=\n\nArticle 91. Percentage of compliance with programmed maintenance.\n\nExpresses the degree of semester compliance with programmed maintenance programs and is defined by:\n\nWhere:\n\nPMCUGi = Programmed maintenance program completed, on time and within the deadline, in generation unit i.\n\nPMPUGi = Programmed maintenance program of generation unit i.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 92. Percentage of compliance with maintenance time per plant.\n\nShows the temporal compliance with programmed maintenance programs and is defined by:\n\nWhere:\n\nHMPUGi = Semester hours of programmed maintenance for generation unit i.\n\nHMEUGi = Effective semester hours of maintenance performed on generation unit i.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 93. Average percentage of compliance with maintenance time per plant.\n\nShows the average temporal compliance with programmed maintenance programs and is defined by:\n\nWhere:\n\nHMPUGi = Semester hours of programmed maintenance for generation unit i.\n\nHMEUGi = Effective semester hours of maintenance performed on generation unit i.\n\nNUM = Number of units in maintenance.\n\n \n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 94. Utilization factor of a generation plant.\n\nExpresses the average percentage of semester hours in which the units of a generation plant were in service.\n\nWhere:\n\nHMUGi = Semester hours that generation unit i was in maintenance.\n\nHS = Hours of the corresponding semester.\n\nN = Number of generation units of the plant.\n\nArticle 95. Average percentage of restrictive operation of a generation plant.\n\nThis indicator shows the percentage of semester hours in which the units were, on average, operating in a restrictive condition.\n\nWhere:\n\nHPRUGi = Semester hours that generation unit i was with restricted power.\n\nHS = Hours of the corresponding semester.\n\nN = Number of generation units of the plant.\n\nArticle 96. Loadability indicators.\n\nThe loadability indicators measure the performance in the utilization of the production capacity of the generation park and are those stipulated in Articles 97 through 110.\n\nArticle 97. Nominal power of a generation plant.\n\nThe Nominal power of a generation plant is the sum of the nominal powers that each generating unit can supply and is defined by:\n\nWhere:\n\nPNUGi = Nominal power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 98. Projections of estimated and contracted power and energy.\n\nIn the months of January and July of each year, the generation companies must submit to the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) and the System Operator (Operador del Sistema), their projections of maximum power, estimated and contracted average power and energy (in the case of purchase-sale contracts between private generators and the companies) for their generation plants, for each month of the immediately following semester, as applicable.\n\nArticle 99. Maximum power of a plant.\n\nThe maximum power of a generation plant (PTMXPG) shall correspond to its nominal power (PNPG).\n\nArticle 100. Estimated average power. The estimated average power of a generation plant corresponds to the power that the electric companies (ICE, CNFL, JASEC, ESPH, and Rural Electrification Cooperatives), based on statistical criteria of the availability of the primary energy resource, estimate to maintain on average (based on the estimated energy), in their generation plants, during the following semester, and is defined by:\n\nWhere:\n\nPMEUGi = Estimated average power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 101. Estimated maximum energy.\n\nThe estimated maximum energy of a generation plant corresponds to the estimated average power multiplied by the semester hours and is defined by:\n\nWhere:\n\nPMEUGi = Estimated average power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nHS = Number of semester hours.\n\nArticle 102. Maximum contracted power.\n\nThe maximum contracted power of a generation plant corresponds to the maximum power specified in the contracts signed between the private generators and the electric companies and is defined by:\n\nWhere:\n\nPCUGi = Maximum contracted power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 103. Maximum contracted energy.\n\nThe maximum contracted energy of a generation plant corresponds to the maximum contracted power multiplied by the semester hours and is defined by:\n\nWhere:\n\nPCUGi = Maximum contracted power of generation unit i in MW.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nHS = Number of semester hours.\n\nArticle 104. Maximum generable energy of a generation plant.\n\nThe maximum semester generable energy of a generation plant corresponds to the maximum power of the plant multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:\n\nWhere:\n\nPNUGi = Nominal power of generation unit i in MW.\n\nHS = Number of hours in the semester, as applicable.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 105. Actual generated energy of a generation plant.\n\nThe actual energy generated by a plant corresponds to the sum of the actual energy generated by each generation unit in the semester and is defined by:\n\nWhere:\n\nERGUGi = Actual semester energy produced by unit i in MWh.\n\nN = Number of generation units that make up the generation plant.\n\nArticle 106. Semester plant factor of a generation plant.\n\nThis indicator reflects the utilization of a generation plant in relation to its maximum generable energy and is defined by:\n\nWhere:\n\nERGPG = Semester energy produced by the generation plant in MWh.\n\nEMAXG = Maximum semester generable energy for the generation plant in MWh.\n\nArticle 107. Deviation of the plant factor of a generation plant.\n\nThis indicator reflects the deviation of the plant factor of a generation plant in relation to the contracted or estimated load factor and is defined by:\n\nWhere:\n\nEMAX = Maximum estimated energy (EMEPG) or contracted energy (EMCPG) of the generation plant.\n\nEMAXG = Maximum semester generable energy for the generation plant in MWh.\n\nArticle 108. Percentage of restriction due to operational security (seguridad operativa).\n\nThis indicator measures the relative percentage of energy not generated by a generation plant due to operational security restrictions, with respect to the maximum contracted or estimated energy and the actual semester generated energy. It is defined as:\n\nWhere:\n\nENG = Energy not generated due to operational security conditions.\n\n \n\nRES\n\nTSE\n\nG =\n\nEMA = Maximum semester contracted energy (EMCPG) or estimated energy (EMEPG) of the generation plant.\n\n \n\nX\n\n=\n\nERG = Actual energy generated in the semester by the generation plant.\n\n \n\nPG\n\n=\n\nArticle 109. Deviation of contracted or estimated power.\n\nThis indicator shows the deviation percentage of the average power generated in the semester with respect to the maximum contracted or estimated power. It is defined as:\n\nWhere:\n\nPMGPG = Semester average power generated by the generation plant.\n\nPMAX = Maximum contracted power (PMCPG) or estimated average power (PMEPG) of the generation plant.\n\nThe semester average power generated by a plant is the average value of the hourly average power recorded in the semester, during the plant's operating hours.\n\nArticle 110. Restrictive power percentage.\n\nThis indicator shows the restriction percentage of the power of a generation plant with respect to the maximum contracted power or estimated average power. It is defined as:\n\nWhere:\n\nPMINREST = Minimum operating power due to semester restrictive condition of the plant.\n\nPMPG = Maximum contracted power (PMCPG) or estimated average power (PMEPG) of the generation plant.\n\nArticle 111. Operation indicators.\n\nThese indicators show the frequency and duration of the operating conditions of a generation plant and are those stipulated in Articles 112 through 117.\n\nArticle 112. Restrictive operating rate of a generation plant.\n\nThe indicator shows the number of times in a semester that a plant operates under restrictive conditions due to operational safety. It is defined as:\n\nTOPRESPG\n\nWhere:\n\nTOPRESPG = Number of occasions on which a plant operated under restrictive conditions during the study semester, whether due to one or several units or because, for safety reasons, it could not dispatch all of its available capacity.\n\nArticle 113. Average duration of restrictive operation.\n\nThis indicator expresses the average duration for which a generation plant operated during a semester under restrictive conditions due to operational safety. It is defined as:\n\nWhere:\n\nDOPRESPGi Duration in minutes of occasion i on which the plant operated under restrictive conditions due to operational safety.\n\n=\n\nTOPRESPG Number of occasions on which the generation plant operated under restrictive conditions during the semester.\n\n=\n\nArticle 114. Cold reserve time of a generation plant.\n\nThe indicator reflects the number of hours (or minutes) in a semester in which the plant was in a cold reserve condition. It is defined as:\n\nWhere:\n\nT Duration in minutes of occasion i on which the plant was in a cold reserve condition.\n\nO\nP\nR\nS\nF\nU\nG\ni\n=\n\nN Number of occasions on which the generation plant was in a cold reserve condition during the semester\n\n= .\n\nArticle 115. Average duration of operation in reserve.\n\nThis indicator shows the average duration for which a generation plant was in a cold reserve condition. It is defined as:\n\nWhere:\n\nDOPRSVPGi = Duration in minutes of occasion i on which the plant operated in a cold reserve condition.\n\nTOPRSVPG Semester number of occasions on which the generation plant was or operated (partially) with cold reserve, whether one or more units were in a cold reserve condition.\n\n=\n\nArticle 116. Load pick-up time in cold reserve.\n\nIndicates the percentage of compliance in load pick-up with respect to 10 minutes by a generation plant.\n\nWhere:\n\nPTDC = Percentage of load pick-up time.\n\nTTDC = Time taken to reach full load.\n\nArticle 117. Average power of operation in cold reserve.\n\nExpresses the semester average power of a plant that was in cold reserve during the evaluated semester. It is defined as:\n\nWhere:\n\nPORFi = Power of the plant that was in cold reserve during occasion i.\n\nDORFi = Duration in minutes for which the power PORFi was in cold reserve on occasion i.\n\nN = Semester number of occasions on which the generation plant operated in a cold reserve condition.\n\nArticle 118. Daily dispatch indicators.\n\nThe daily dispatch indicators measure compliance with the pre-dispatch of the plants of the national generation fleet (parque de generación nacional). These are indicators that are calculated daily and are those stipulated in Articles 119 and 120.\n\nArticle 119. Percentage of compliance with the daily pre-dispatch.\n\nMeasures the hourly pre-dispatch compliance of each plant in the national generation fleet (parque de generación nacional). It is defined as:\n\nWhere:\n\nEPHUGi = Scheduled hourly energy of generation unit i.\n\nEDHUGi = Dispatched hourly energy of generation unit i.\n\nEPHUGi,j = Scheduled hourly energy of generation unit i in hour j.\n\ni = 1, 2, 3,.., N.\n\nN = Number of units of the generation plant.\n\nj = 1, 2, 3,..,24.\n\nENGRESTSEG = Energy not generated due to operational safety conditions.\n\nArticle 120. Net deviation of scheduled hourly energy.\n\nShows the daily net deviation of the scheduled hourly average energy of a generation plant. It is defined as:\n\nArticle 121. Permissible ranges.\n\nThe availability, loadability (cargabilidad), and failure indicators of the national generation fleet (parque de generación nacional) must fall within the permissible ranges that the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) establishes for such purposes in due course.\n\nArticle 122. Calculation of performance indicators.\n\nThe calculation of the indicators established in this technical standard shall be performed using the energy and power records from the measurement systems installed for each generation unit, in the local control panels of the generation plants.\n\nCHAPTER XII\n\nDISTRIBUTED GENERATION FOR SELF-CONSUMPTION\n\n(Thus reformed the name of the previous chapter by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 123. Producer-consumer not interconnected to the grid. The producer-consumer with a distributed generation system for self-consumption using renewable sources, not interconnected to the distribution grid, shall not be subject to the regulation issued by the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos).\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 124. Modalities of distributed generation for self-consumption with renewable sources interconnected to the grid.\n\nThe activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources interconnected to the grid shall be developed and operated under the following modalities:\n\na. Simple net: an alternative for subscribers (abonados) to generate electricity through renewable sources for the purpose of meeting their needs, operating in parallel with the electrical distribution grid, under the concept of energy deposit and return.\n\nb. Full net (sale of excess): an alternative for subscribers (abonados) to generate electricity through renewable sources for the purpose of meeting their needs, operating in parallel with the electrical distribution grid, under the concept of selling excess energy.\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 125. Distributed generation for self-consumption in its simple net metering modality. The activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources, using the contractual model of simple net metering, is not a public service; consequently, it shall not be subject to the regulation of the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos). Said activity shall be governed by what the Ministry of Environment and Energy (Ministerio de Ambiente y Energía, MINAE) establishes for such purposes as the governing body in the matter. Notwithstanding the foregoing, regarding its interaction with the distribution grid, it shall be subject to the regulation issued by the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) in this matter.\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 126. Distributed generation for self-consumption in its full net modality. The activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources, using the contractual model of full net metering (sale of excess), is a public service and shall be governed by the provisions of Law 7200 (Ley 7200), Law 7593 (Ley 7593), and their reforms; as well as the technical standards and regulations, tariff methodologies, and tariffs set for such purposes by the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos). Likewise, where applicable, it shall be governed by what is established for such purposes by the Ministry of Environment and Energy (Ministerio de Ambiente y Energía, MINAE).\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 127. Relationship between the distribution company and producer-consumers. The relations between distribution companies and producer-consumers with a distributed generation system for self-consumption using renewable sources, interconnected to the distribution grid, using the contractual model of simple net metering, shall be governed by the interconnection contract established by MINAE, respecting for this purpose the regulation established by the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos) regarding its competencies.\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 128. Compliance with technical regulations on distribution. It is the responsibility of the distribution companies and the producer-consumer with a distributed generation system for self-consumption using renewable sources, interconnected to the distribution grid, using the contractual model of simple net metering, to comply with the quality criteria, in accordance with the technical standards and regulations established by the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos) as applicable.\n\n(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nCHAPTER XIII.\n\nOPERATION OF THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM (SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL) UNDER RATIONING REGIME.\n\nArticle 129. Participation in rationing. All distribution companies, private generators, and subscribers (abonados) or users, except for the exceptions established in Article 172 of this standard, are obligated to participate in electrical rationing according to the nature of their function within the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 160 became 129)\n\nArticle 130. Responsibility. It is the responsibility of the System Operator (Operador del Sistema) to ensure the proper participation of companies and user subscribers (abonados) in scheduled rationing, in accordance with the specific characteristics of each electric company and user subscribers (abonados), regarding power and energy demand and its use.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 161 became 130)\n\nArticle 131. Coordination. The System Operator (Operador del Sistema) is responsible for establishing coordination mechanisms with the electric distribution companies and with private generators to establish the rationing schedule.\n\nConsequently, the distribution companies and ICE-Distribución are responsible for establishing the appropriate coordination mechanisms with their clients regarding rationing.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 162 became 131)\n\nArticle 132. Compliance with the rationing schedule. It is the responsibility of the companies to faithfully comply with the rationing previously scheduled by the System Operator (Operador del Sistema), in adherence to this technical standard.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 163 became 132)\n\nArticle 133. Availability of plants. Except in cases of act of God or force majeure, private generators and distribution companies shall maintain their generation plants in optimal operation, in accordance with the capacity levels of the primary source existing at the time.\n\nThe System Operator (Operador del Sistema) must exercise constant real-time monitoring of the reservoirs and flows, as well as establish projections of the levels available, according to trends and contributions based on existing hydrological conditions. The same monitoring must be exercised over any other available primary energy resource.\n\nThe Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) may verify, directly or through third parties, the degree of availability of the plants that make up the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 164 became 133)\n\nArticle 134. Rationing program (magnitude and duration). It is the responsibility of the System Operator (Operador del Sistema), in accordance with the corresponding technical studies, to establish the magnitude of the power and energy deficit of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) and to determine the corresponding rationing in terms of its magnitude and duration. In accordance with the provisions of Article 9, the System Operator (Operador del Sistema), as the party in charge of the SEN operation, is responsible for determining the need for rationing in the national electric system (sistema eléctrico nacional), in accordance with the following:\n\na. In cases where, according to the medium-term operational planning, it is determined that the late entry into operation of one or several generation plants prevents meeting the total national demand for electric energy, the System Operator (Operador del Sistema) must report six months in advance of the foreseen date on which rationing could potentially begin. This condition shall be considered a rationing alert and will not necessarily mean it will be executed, as it will depend on the emergency actions taken to avoid it. If at the end of said period it is determined that rationing is an unavoidable condition, the System Operator (Operador del Sistema) must report the foreseen date of rationing 15 calendar days prior to its start.\n\nb. A second possibility of rationing shall occur when the system presents a scenario of insufficiency of generation resources derived from extreme weather conditions or situations of act of God or force majeure occurring either in the state of the generation fleet (parque de generación) or in fuel inventories. In this case, the System Operator (Operador del Sistema) must issue a rationing alert when the reservoirs with safety reserve reach an autonomy of 10 calendar days. If this autonomy reaches 5 calendar days, the rationing execution order must be issued, the start of which will be 5 calendar days after the execution order.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 165 became 134)\n\nArticle 135. Reliability and stability. The System Operator (Operador del Sistema), in coordination with ICE and the transmission companies, and through pertinent studies, shall program, coordinate, and supervise the electrical rationing, and shall take the appropriate actions so that the magnitude, frequency, duration, and topological distribution of the rationing do not subject the operation of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) to conditions that endanger its safety and stability. In this regard, the criterion of safe and reliable operation must prevail over the magnitude of the rationing.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 166 became 135)\n\nArticle 136. Technical information from distributors to the System Operator. The distribution companies must provide the System Operator (Operador del Sistema) with information on their load profiles, energy and power demand projections, as well as any other technical information necessary for the proper coordination of the rationing. Likewise, they must provide all information required in the phase prior to, during, and after a rationing period.\n\nThe System Operator (Operador del Sistema) must permanently have the established rationing strategies, and to this end, the distribution companies must annually update the rationing programs under the terms and conditions requested by the System Operator (Operador del Sistema). This request shall be sent by the System Operator (Operador del Sistema) during the month of November of each year and must be accompanied by the rationing guidelines established for the following year. It is the obligation of the distribution companies to send the requested updates before December 15 of each year.\n\nIt is the obligation of the distribution companies to comply with the formats and deadlines established in this regard by the System Operator (Operador del Sistema) and approved by the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora).\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 167 became 136)\n\nArticle 137. Frequency and duration of rationing periods. It is the responsibility and discretionary authority of the distribution companies, in accordance with what the System Operator (Operador del Sistema) indicates to them for this purpose, to schedule rationing in accordance with the distribution topology in their concession area.\n\nThe discretionary authority of the distribution companies includes the selection of feeders or user subscribers (abonados), in accordance with the impact that rationing causes them in terms of duration and frequency, unless the System Operator (Operador del Sistema) expressly requires otherwise for safety and stability conditions of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).\n\nThe participation of each distribution company in the rationing programs, in terms of magnitude and duration, shall be established in accordance with the provisions of Article 165(*).\n\n(*)(Understood as Article 134)\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 168 became 137)\n\nArticle 138. Optimization of rationing. Rationing must be quantified and scheduled under the following principles:\n\n. Maximization of the use of non-polluting primary energy sources.\n\n. Minimization of the duration and frequency of rationing.\n\n. Safety and reliability of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).\n\n. Minimization of nighttime rationing in terms of its duration and frequency.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 169 became 138)\n\nArticle 139. Supply voltage quality conditions. During rationing, the supply voltage quality and frequency conditions established in standard AR-NT-SUCAL \"Supervisión de la calidad del suministro eléctrico en baja y media tensión\" apply in their entirety; therefore, distribution companies shall take the appropriate measures so that the topological distribution of the rationing does not interfere with the supply voltage quality.\n\n(Thus reformed by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 170 became 139)\n\nArticle 140. Validation of rationing programs. Once the distribution companies have established their own rationing program, in accordance with the strategy that the System Operator (Operador del Sistema) has established according to the different rationing scenarios, they must send said programs to the System Operator (Operador del Sistema) to submit them for verification against the comprehensive rationing strategy, in terms of magnitude and duration. The System Operator (Operador del Sistema) shall report on the result of said verification and shall indicate the adjustments that must be made.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 171 became 140)\n\nArticle 141. Interruption criteria. Distribution companies must program, size, and distribute rationing in time and space in such a way that they: minimally affect the life, health, safety, and communications of the inhabitants of the Republic, the socio-economic development of the country, and have a minimal impact on the general welfare of the country's population. Regarding its frequency, duration, and schedule, the following criteria must be taken into consideration when technical and topological conditions permit:\n\na. Rationing schedule.\n\nRationing must be established during schedules ranging from 05:00 hours to 22:00 hours each day, except in extreme conditions that force the expansion of the time range.\n\nb. Rationing during weekends.\n\nIf possible, rationing shall not be scheduled on Sundays. Therefore, they shall be carried out from Monday to Saturday, during the hours established in subsection a) of this article.\n\nc. In hospitals and clinics.\n\nFeeders, circuits, branches, etc., that supply electric energy to hospitals and clinics where emergencies are handled or intensive care and life support units exist are uninterruptible (ininterrumpibles), except in cases where distribution companies establish agreements with medical centers that have backup electric generation plants, or failing that, rationing schedules convenient for the medical center are negotiated without affecting human health.\n\nd. In radio and communication stations.\n\nWhenever topological and equipment characteristics permit, feeders, circuits, branches, etc., that supply electric energy to radio and communication stations related to public safety coordination and emergency response at the national level are uninterruptible (ininterrumpibles).\n\ne. In potable water pumping systems.\n\nFeeders, circuits, or branches that exclusively supply electric energy to potable water pumping systems are uninterruptible (ininterrumpibles).\n\nPotable water pumping systems fed with electric energy through the general distribution grid shall be uninterruptible (ininterrumpibles), provided that the topology and equipment of the grid allow it and without affecting compliance with the rationing programs.\n\nDistribution companies have the authority to establish agreements with the Costa Rican Institute of Aqueducts and Sewers (Instituto Costarricense de Acueductos y Alcantarillados), municipalities, and rural aqueducts regarding possible rationing schemes based on the operation of the pumping systems.\n\nf. In fuel pumping systems.\n\nElectricity supply to the pumping stations that the Costa Rican Petroleum Refinery (Refinadora Costarricense de Petróleo) owns for the national fuel supply is considered a priority. A possible impact will be based on the proper coordination that distribution companies must carry out with Refinadora Costarricense de Petróleo S.A., contemplating operation schemes for the pumping stations, as well as those that have backup electric generation plants.\n\ng. In the Industrial sector.\n\nWhenever the energy and power deficit can be feasibly rectified in its entirety with residential load, feeders, circuits, or branches supplying electric energy to industries producing goods and services shall be uninterruptible (ininterrumpibles).\n\nh. Highway lighting.\n\nWhen nighttime rationing is required, whenever feasible, feeders, circuits, or branches used exclusively for lighting highways, intersections, and high-traffic roads shall be uninterruptible (ininterrumpibles).\n\ni. Metropolitan area.\n\nAs far as possible, the selection of feeders, circuits, and branches to participate in rationing shall be made trying to minimize the impact on areas of higher population concentration.\n\nj. Areas of economic concentration.\n\nWithin the discretionary authority of electric companies in the selection, frequency, and duration of rationing within their concession area, energy supply to areas where productive and commercial economic activity of the region served by the distribution company is concentrated shall be a priority.\n\nk. Private generation.\n\nFeeders, circuits, or branches into which energy is injected into the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) by Private Generators and electric distribution companies are uninterruptible (ininterrumpibles), provided there is a positive injection differential greater than the withdrawal of energy.\n\nl. Airports.\n\nFeeders, circuits, or branches that exclusively provide electric service to international airports and ports are uninterruptible (ininterrumpibles).\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 1172 became 141)\n\nArticle 142. Responsibility of subscribers (abonados) and users. Own measures. Users and subscribers (abonados) shall be responsible for taking the precautions they deem pertinent, insofar as properly scheduled and reported energy rationing affects them.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 173 became 142)\n\nArticle 143. Information from the System Operator to the Regulatory Authority. During the rationing period, the System Operator (Operador del Sistema) must report weekly to the Regulatory Authority (Autoridad Reguladora) on the availability of all the plants that make up the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional), indicating the causes of any unavailabilities that arise.\n\nLikewise, it must present a balance of scheduled generation versus actual generation, with a proper explanation of the deviations, as well as any changes in projections that may occur.\n\n(By resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\", numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII was run, so that Article 174 became 143)\n\nArticle 144. Information from distribution companies to the Regulatory Authority. On a biweekly basis, the distribution companies shall provide a report on the rationing scheduled and requested by the System Operator (Operador del Sistema) versus that executed, with due justification for any departures or changes.\n\nThey must also submit a statistical table showing information related to the number of users affected by the rationing, the average interruption time experienced by the affected customers, the energy not sold with the corresponding economic valuation, as well as any significant incident that occurred in their networks during the rationing that the Regulatory Authority should be aware of.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 175 became 144)\n\nArticle 145.- Information to customers and users. Distribution companies must inform their customers and users, through the newspapers with the largest national or regional circulation, radio, and television, about the duration, frequency, and location of scheduled rationing in their distribution area, at least eight calendar days in advance.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 176 became 145)\n\nCHAPTER XIV.\n\nFINAL PROVISIONS.\n\nArticle 146. Intervention of the Regulatory Authority. Any user of the Sistema Eléctrico Nacional who disagrees with the interpretation and application of this standard may request clarification from the Regulatory Authority, which will resolve the matter consulted.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 177 became 146)\n\nArticle 147. Principle of transparency. Every operational planning or expansion study of the Sistema Eléctrico Nacional shall be of a public nature for any user of the Sistema Eléctrico Nacional. The databases for the operational planning and expansion studies of the Sistema Eléctrico Nacional are also of a public nature.\n\n(As amended by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 178 became 147)\n\nArticle 148. Information transfer. Every six months, the System Operator must submit to the Regulatory Authority, on the dates and through the means that the latter timely communicates, the performance indicator values for the national transmission network and the national generation fleet, with the corresponding analysis based on the principles of reliability, stability, and selectivity established in article 15 of the Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N° 29847-MP-MINAE-MEIC).\n\nA period of six months is established, counted from the effective date of this standard, for the System Operator to develop the computer processes and coordination with the users of the Sistema Eléctrico Nacional for the calculation of the indicators established in this standard.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 179 became 148)\n\nArticle 149. Fines and Sanctions. Sanctions for non-compliance with the aspects contemplated in this technical standard shall be applied in accordance with the provisions of Ley 7593 and related laws.\n\nUsers of the Sistema Eléctrico Nacional shall be subject to fines who:\n\na. Fail to provide the ancillary services defined in article 41 of this standard and, in general, who perform or omit actions that threaten the quality, reliability, security, and performance of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nb. Fail to comply with the scheduling and operational instructions given by the System Operator without justified cause, including non-compliance with the scheduled entry and withdrawal of installations and the failure to notify changes in equipment status.\n\nc. Refuse, resist, or lack cooperation in providing the System Operator with the technical information necessary for the safe, reliable, and quality operation of the Sistema Eléctrico Nacional.\n\nd. Declare non-existent unavailabilities that endanger the operational security of the Sistema Eléctrico Nacional or negatively influence the optimal economic satisfaction of national demand.\n\ne. Fail to comply with the requirements established by the System Operator, the ICE, the transmission companies, the ICE, and the distribution companies.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 180 became 149)\n\nArticle 150. Effective date. This provision takes effect upon its publication in the official gazette.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 181 became 150)\n\nArticle 151. Repeal of standard AR-NT-GT. Standard AR-NT-GT \"Calidad del Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica\" promulgated by resolution RRG-2439-2001 of December 21, 2001, is repealed.\n\nPublished in the Diario Oficial.\n\n(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so article 182 became 151)\n\nArticle 152. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 153. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 154. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 155. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 156. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 157. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 158. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 159. (Repealed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor\")\n\nArticle 160. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 129)\n\nArticle 161. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 130)\n\nArticle 162. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 131)\n\nArticle 163. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 132)\n\nArticle 164. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 133)\n\nArticle 165. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 134)\n\nArticle 166. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 135)\n\nArticle 167. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 136)\n\nArticle 168. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 137)\n\nArticle 169. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 138)\n\n Article 170. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 139)\n\nArticle 171. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 140)\n\nArticle 172. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 141)\n\nArticle 173. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 142)\n\nArticle 174. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 143)\n\nArticle 175. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 144)\n\nArticle 176. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 145)\n\nArticle 177. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 146)\n\nArticle 178.- (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 147)\n\nArticle 179. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 148)\n\nArticle 180. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 149)\n\nArticle 181. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 150)\n\nArticle 182. (By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, \"Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor,\" numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles was run from chapter XIII onward, so the text of this article should be consulted in numeral 151)\n\na. The unavailability of components due to scheduled maintenance is not considered a contingency. The Security Criteria must be met during scheduled maintenance, which includes compliance with all categories of table No. 2.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nb. The Security Criteria do not necessarily have to be met for radial portions of the system, if they do not represent a safety hazard for the electrical system (they must not cause partial or total outages or cascading disconnections).\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nc. In the radial portions of the SEN that remain as a consequence of a contingency or scheduled unavailabilities, it will be accepted that the final voltage levels are lower than those indicated in table No. 2 provided that no customers are connected at those nodes and it does not represent a safety hazard for the electrical system.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nd. Those events that cause the disconnection of a component, which in turn causes the disconnection of other components that are connected radially to the first, are not considered category C or D contingencies. This type of contingency corresponds to category B.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\ne. The continuous load limit or thermal limit corresponds to the current magnitude with which the SEN component can operate continuously. The emergency limit may be higher than the continuous thermal limit and corresponds to the temporary overload capacity of each specific component, which must be determined by the component owner and communicated to the System Operator.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nf. System stability refers to frequency stability, angular stability, voltage stability, and small-signal stability.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\ng. Breaker failure must include both the failure to open when required and the failure of internal or external insulation in its chambers.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nh. Controlled load shedding to protect the system in the event of multiple contingencies shall be executed by means of previously evaluated and implemented schemes. These may be manual load shedding schemes or automatic schemes (special protection systems). Controlled disconnection of generators and topological changes to the network are also accepted if it is determined that they safeguard the integrity of the system in the event of multiple contingencies. Special protection systems must be redundant in those cases that the OS/OM deems it necessary to reduce the risk derived from incorrect operation or failure thereof.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\ni. The load limits apply to all system components.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nj. After a single or simple contingency (category B contingency) occurs, an adjustment of the electrical system must be made within a period of 30 minutes, so that in the event a second category B contingency occurs, the acceptable consequences for this category continue to be met.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nk. The operation of a corrective action mechanism upon the occurrence of a single or simple contingency is not permitted.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nl. The failure in the module of a bus tie breaker cleared by backup protections, which causes the simultaneous loss of two bus sections, corresponds to a category D contingency.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)\n\nm. For generation plants whose total output represents a risk to the security of the SEN, the design of the ancillary services must be carried out in such a way that a failure or malfunction therein does not cause the complete outage of the plant.\n\n(Thus the preceding subsection was added by ordinary session N° 24-2015 of June 4, 2015)" }