{ "id": "norm-98766", "citation": "Decreto 43879", "section": "norms", "doc_type": "executive_decree", "title_es": "Reglamento a la Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables", "title_en": "Regulation of the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources Law", "summary_es": "Este decreto ejecutivo reglamenta la Ley No. 10086 sobre recursos energéticos distribuidos (DER) a partir de fuentes renovables. Establece las reglas para la integración al Sistema Eléctrico Nacional de la generación distribuida para autoconsumo, sistemas de almacenamiento de energía, vehículos eléctricos y respuesta de la demanda. Define responsabilidades para propietarios de DER y empresas eléctricas, así como modalidades de operación (con o sin entrega de excedentes). Declara de interés público la integración de DER bajo criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad. Incorpora disposiciones sobre contratos de interconexión, causales de rechazo y régimen sancionatorio. Deroga el anterior reglamento de generación distribuida (Decreto No. 39220-MINAE).", "summary_en": "This executive decree regulates Law No. 10086 on distributed energy resources (DER) from renewable sources. It sets rules for integrating distributed generation for self-consumption, energy storage systems, electric vehicles, and demand response into the National Electric System. It defines responsibilities for DER owners and electric utilities, as well as operating modalities (with or without surplus delivery). It declares DER integration under efficiency, reliability, continuity, security, and sustainability criteria to be of public interest. It includes provisions on interconnection contracts, grounds for rejection, and a penalty regime. 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Objetivo. El objetivo del presente reglamento, es regular en complemento con la ley 10086 la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades que indica la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad que se encuentran en la reglamentaciones dictadas por el MINAE y ARESEP.\n\nArtículo 2. Interés Público. Se declara de interés público la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades establecidas en la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad.\n\nArtículo 3. Alcance. Este reglamento a la Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables N°10086, es de aplicación obligatoria para todos los abonados, generadores distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen diseñen, ensamblen, instalen, conecten, integren, controlen, DER, para uso en las instalaciones de los usuarios finales o para ser interconectados al SEN, así como para las empresas eléctricas cuando los DER sean interconectados al SEN en sus diferentes modalidades y servicios auxiliares asociados definidos por ARESEP.", "excerpt_en": "Article 1. Objective. The objective of this regulation is to regulate, in complement with Law 10086, the integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities indicated by the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, security, and sustainability found in the regulations issued by MINAE and ARESEP.\n\nArticle 2. Public Interest. The integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities established in the Law is declared to be of public interest, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, security, and sustainability.\n\nArticle 3. Scope. This regulation to the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources Law No. 10086 is mandatory for all subscribers, distributed generators, natural or legal persons that own, operate, design, assemble, install, connect, integrate, or control DER for use in end-user facilities or to be interconnected to the SEN, as well as for electric utilities when DER are interconnected to the SEN in their different modalities and associated auxiliary services defined by ARESEP.", "outcome": { "label_en": "Active norm", "label_es": "Norma vigente", "summary_en": "The decree enacts the regulation of the Distributed Energy Resources Law (No. 10086), governing their integration into the National Electric System under sustainability criteria.", "summary_es": "El decreto establece el reglamento de la Ley de Recursos Energéticos Distribuidos (No. 10086), regulando su integración al Sistema Eléctrico Nacional bajo criterios de sostenibilidad." }, "pull_quotes": [ { "context": "Artículo 2", "quote_en": "The integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities established in the Law is declared to be of public interest, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, security, and sustainability.", "quote_es": "Se declara de interés público la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades establecidas en la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad." }, { "context": "Artículo 7", "quote_en": "Small-scale system is defined as all means of distributed generation for self-consumption interconnected with the SEN, with a capacity of less than or equal to 5,000 kilowatts (5 MW).", "quote_es": "Se define como sistema a pequeña escala a todos los medios de generación distribuida para autoconsumo interconectados con el SEN, con potencia menor o igual a 5.000 kilowatts (5 MW)." }, { "context": "Artículo 5 (Definiciones)", "quote_en": "Full Net Metering: Economic compensation mechanism for PDER surpluses, which gives them the right to sell their surpluses to the electric utility to which the GDA is interconnected.", "quote_es": "Facturación Neta completa: Mecanismo de compensación económica de excedentes de los PDER, el cual les da derecho a vender sus excedentes a la empresa eléctrica a la cual está interconectado el GDA." } ], "cites": [], "cited_by": [], "references": { "internal": [ { "target_id": "norm-105681", "kind": "affected_by_norm", "label": "Reglamento al artículo 16 bis de la Ley de Régimen de Zonas francas N° 7210 relativo a los recursos energéticos distribuidos por parte de empresas acogidas al régimen de zonas francas y empresas administradoras de parques de zonas francas" }, { "target_id": "norm-96064", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 10086 General" }, { "target_id": "norm-27738", "kind": "concept_anchor", "label": "Ley 7554 Artículos 56 y 58" } ], "external": [] }, "source_url": "https://pgrweb.go.cr/scij/Busqueda/Normativa/Normas/nrm_texto_completo.aspx?param1=NRTC&nValor1=1&nValor2=98766&strTipM=TC&nValor3=0", "tier": 2, "_editorial_citation_count": 0, "regulations_by_article": null, "amendments_by_article": { "5": [ { "norm_id": "105681", "type": "Decreto Ejecutivo", "number": "45294", "date": "10/10/2025", "name": "Reglamento al artículo 16 bis de la Ley de Régimen de Zonas francas N° 7210 relativo a los recursos energéticos distribuidos por parte de empresas acogidas al régimen de zonas francas y empresas administradoras de parques de zonas francas", "ficha_url": "", "affectation": "Reforma Parcial", "mode": "Expreso", "in_corpus_id": "norm-105681", "in_corpus_title_en": "Distributed Energy Resources Regulation for Free Zones", "in_corpus_title_es": "Reglamento de Recursos Energéticos Distribuidos para Zonas Francas", "in_corpus_doc_type": "executive_decree", "in_corpus_date": "10/10/2025", "in_corpus_year": "2025" } ] }, "dictamen_by_article": null, "concordancias_by_article": null, "afectaciones_by_article": null, "resoluciones_by_article": null, "cited_by_votos": [], "cited_norms": [], "cited_norms_inverted": [], "sentencias_relacionadas": [], "temas_y_subtemas": [], "cascade_only": false, "amendment_count": 0, "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n -\n\n Texto Completo Norma 43879\n\n Reglamento a la ley de promoción y regulación de recursos energéticos\ndistribuidos a partir de fuentes renovables, N° 10086 del 7 de enero de 2022\n\nN° 43879-MINAE.\n\nLA SEGUNDA\nVICEPRESIDENTA\n\nEN EL EJERCICIO\nDE LA PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA\n\nY EL MINISTRO\nDE AMBIENTE Y ENERGÍA.\n\nEn uso de las\nfacultades que les confiere los artículos 50, 140 incisos 3) y 18) y 146 de la Constitución\nPolítica; los artículos 27 inciso 1) y 28 inciso 2) acápite b) de la Ley General\nde la Administración Pública, N°6227 del 2 de mayo de 1978; la Ley de Planificación\nNacional, N°5525 del 2 de mayo de 1974; artículo 56 y 58 de la Ley Orgánica del\nAmbiente, N°7554 del 4 de octubre de 1995; la Convención Marco de las Naciones Unidas\nsobre el Cambio Climático, N°7414 del 13 de junio de 1994; los artículos 1 y 2\nde la Ley Orgánica del Ministerio de Ambiente y Energía, N°7152 del 05 de junio\nde 1990; los artículos 6 inciso 3), 32, 48 y 49 del Reglamento Orgánico del\nMinisterio de Ambiente y Energía, Decreto Ejecutivo N°35669 del 04 diciembre de\n2009; la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, N°7593 del 9\nde agosto de 1996; los artículos 4, 6 y 8 del Reglamento de Organización del\nSubsector Energía, Decreto Ejecutivo N°35991 del 19 de enero de 2010; la Reforma\nintegral al Reglamento de Organización del Subsector Energía, Decreto Ejecutivo\nN°40495 del 19 de mayo de 2017; Reglamento de Concesiones para el Servicio\nPúblico de Suministro de Energía Eléctrica, Decreto Ejecutivo Nº30065 del 28 de\nnoviembre de 2001; el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa\nRica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad (RTCR 458:2011), Decreto Ejecutivo\nN°36979 del 13 de diciembre de 2011.\n\nConsiderando:\n\n1. Que la\nConstitución Política en el artículo 50 establece que el Estado debe procurar el\nmayor bienestar a todos los habitantes del país; y garantizar y preservar el\nderecho de las personas a un ambiente sano y ecológicamente equilibrado,\npromoviendo el mayor desarrollo en armonía con este.\n\n2. Que la\nConstitución Política en el artículo 46 establece que los consumidores y usuarios\ntienen derecho a la protección de su salud, ambiente, seguridad e intereses económicos;\na recibir información adecuada y veraz; a la libertad de elección, y a un trato\nequitativo. El Estado apoyará los organismos que ellos constituyan para la defensa\nde sus derechos.\n\n3. Que la Ley\nOrgánica del Ambiente, establece que los recursos energéticos constituyen\nfactores esenciales para el desarrollo sostenible del país, sobre los que el Estado\nmantendrá un papel preponderante pudiendo dictar medidas generales y particulares.\n\n4. Que la Ley\nde Planificación Nacional estableció el Sistema Nacional de Planificación y con\nbase en ésta, el Reglamento Orgánico del Poder Ejecutivo, Decreto Ejecutivo N°43580-MP-PLAN,\nque integra y clasifica a las instituciones del Estado en doce sectores de\nactividad y establece los Consejos Sectoriales dirigidos por los Ministros Rectores\ndel respectivo sector, conformados por los jerarcas de las instituciones descentralizadas\nque formen parte de él, entre los que se encuentra el Sector Ambiente, Energía,\nMares.\n\n5. Que el\nReglamento de Organización del Subsector Energía, Decreto Nº 35991- MINAE,\nregula la integración y establece sus tareas y funciones, con el objeto de garantizar\nuna planificación de largo plazo integrada y coordinada; siendo que se encuentra\nconformado por el Ministerio de Ambiente y Energía, la Autoridad Reguladora de\nlos Servicios Públicos, el Instituto Costarricense de Electricidad, la Compañía\nNacional de Fuerza y Luz, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia, la Junta\nAdministrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago y las Cooperativas\nde Electrificación Rural y sus Consorcios.\n\n6. Que los\nrecursos energéticos constituyen factores esenciales y estratégicos para el desarrollo\nsocioeconómico y sostenible del país, sobre los que el Estado mantendrá un\npapel preponderante, por lo que es indispensable planificar su desarrollo a fin\nde asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de electricidad, y de esta\nforma generar una estrategia integral de gestión que permita la participación y\nalianza con los sectores de la sociedad, y así, reducir la vulnerabilidad de\nnuestra economía a factores externos.\n\n7. Que el Plan\nNacional de Descarbonización establece en el Eje 4 Consolidación, que el\nsistema eléctrico nacional deberá ser con capacidad, flexibilidad, inteligencia\ny resiliencia necesaria para abastecer y gestionar energía renovable a costo\ncompetitivo siendo la meta el lograr el 100% de la matriz eléctrica con fuentes\nrenovables.\n\n8. Que de\nacuerdo con los objetivos de Desarrollo Sostenible planteados por el Programa\nde las Naciones Unidas para el Desarrollo, específicamente el objetivo séptimo:\nEnergía asequible y no contaminante, es necesario invertir en fuentes de energía\nlimpia, para mejorar la productividad energética, asimismo expandir la infraestructura\ny mejorar la tecnología para contar con energía limpia en todos los países en\ndesarrollo, es un objetivo crucial que puede estimular el crecimiento y a la vez,\nayudar el medio ambiente.\n\n9. Que el\nReglamento para la construcción y el funcionamiento de la red de centros de recarga\neléctrica para automóviles eléctricos por parte de las empresas distribuidoras de\nenergía eléctrica N° 41642-MINAE, tiene por objeto reglamentar la construcción y\nfuncionamiento de la red de centros de recarga eléctrica, denominadas en\nadelante como centros de recarga, que permita el suministro de energía\neléctrica a los automóviles eléctricos y otros tipos de vehículos con sistemas\nde recarga compatibles con los mismos y les permita circular por el todo el\nterritorio nacional; asimismo, establece la creación de una plataforma\ninformática única para la gestión operativa y de cobro de la red.\n\n10. Que\nconforme a lo dispuesto en el Transitorio IV de la Ley de promoción y\nregulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables,\nNo. 10086 publicada el día siete de enero del año dos mil veintiuno, se procede\na dictar el reglamento de rigor.\n\n11. Que de\nconformidad con el Reglamento a la Ley de Protección al Ciudadano del Exceso de\nRequisitos y Trámites Administrativos, Decreto Ejecutivo Nº37045-MPMEIC y sus\nreformas, la presente propuesta cumple con los principios de mejora regulatoria\nsegún el informe positivo DMR-DAR-INF-138 del dos de noviembre del 2022,\nemitido por la Dirección de Mejora Regulatoria del MEIC.\n\nPor tanto,\n\nDECRETAN:\n\nREGLAMENTO A LA\nLEY DE PROMOCIÓN Y REGULACIÓN DE RECURSOS\n\nENERGÉTICOS\nDISTRIBUIDOS A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES, NO.\n\n10086 DEL SIETE\nDE ENERO DEL 2022\n\nCAPÍTULO I.\n\nALCANCE GENERAL\n\nArtículo 1.\nObjetivo. El objetivo del presente\nreglamento, es regular en complemento con la ley 10086 la integración de los\nRecursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico\nNacional en las modalidades que indica la Ley, bajo los criterios de eficiencia,\nconfiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad que se encuentran en la reglamentaciones\ndictadas por el MINAE y ARESEP.\n\nArtículo 2.\nInterés Público. Se declara de\ninterés público la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que\ninteractúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades establecidas\nen la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad,\nseguridad y sostenibilidad\n\nArtículo 3.\nAlcance. Este reglamento a la Ley de\nPromoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes\nRenovables N°10086, es de aplicación obligatoria para todos los abonados,\ngeneradores distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen\ndiseñen, ensamblen, instalen, conecten, integren, controlen, DER, para uso en\nlas instalaciones de los usuarios finales o para ser interconectados al SEN,\nasí como para las empresas eléctricas cuando los DER sean interconectados al\nSEN en sus diferentes modalidades y servicios auxiliares asociados definidos\npor ARESEP.\n\nArtículo 4.\nAbreviaturas. Para los\nefectos del presente reglamento se tendrán las siguientes abreviaturas:\n\nADMS: Sistema de gestión de distribución avanzado, por\nsus siglas en inglés\n\nARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\n\nC.A.: Corriente Alterna\n\nC.D.: Corriente Directa\n\nCFIA: Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos de\nCosta Rica\n\nDER: Recursos energéticos distribuidos, por sus siglas\nen inglés\n\nGDA: Sistema de generación distribuida para autoconsumo\n\nICE: Instituto Costarricense de Electricidad\n\nINTE: Normas INTECO\n\nIRVE: Infraestructura de recarga de vehículos eléctricos\n\nMEN: Mercado Eléctrico Nacional\n\nMW: Medida de potencia que es igual a un millón de\nwatts\n\nMINAE: Ministerio de Ambiente y Energía\n\nRT-ARESEP: Reglamentos técnicos emitidos por ARESEP\n\nOS: Operador del Sistema Eléctrico Nacional\n\nPDER: Persona física o jurídica propietaria de un DER\n\nSAE: Sistema de Almacenamiento de Energía\n\nSEN: Sistema Eléctrico Nacional\n\nVE: Vehículo Eléctrico\n\nArtículo 5. Definiciones. Para la aplicación del presente\nreglamento los términos que mencionan tendrán el siguiente significado:\n\n.\nAbonado: persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos\npara el aprovechamiento de la energía eléctrica.\n\n.\nAlmacenamiento de Energía: Es toda tecnología (electroquímico, térmico,\nmecánica, eléctrica) que permita almacenar energía en las instalaciones del\nusuario final, incluyendo calderas eléctricas con tanques de agua caliente.\n\n.\nAgente económico: En el mercado, toda persona física, entidad de hecho o\nde derecho, pública o privada, partícipe de cualquier forma de actividad\neconómica, como comprador, vendedor, oferente o demandante de bienes o\nservicios, en nombre propio o por cuenta ajena de que sean importados o\nnacionales, o que hayan sido producidos o prestados por él o por un tercero.\n\n. Agregador: Persona\nfísica o jurídica, que integra, coordina y gestiona un conjunto de Recursos\nEnergéticos Distribuidos propios, de uso común o de terceros, con el fin de optimizar\nla operación y el uso de estos recursos para mejorar la eficiencia de su\nconsumo energético y la fiabilidad del sistema eléctrico, permitiendo obtener\nbeneficios para los PDER que administra, incluyendo la habilitación para\nproveer servicios al operador del sistema del SEN, la empresa eléctrica del\nabonado y para el Sistema Eléctrico Nacional. El Agregador\nDER deberá informar su operación a la empresa distribuidora eléctrica que\nbrinde el servicio público de electricidad en el sitio donde se ubiquen los\nservicios de los clientes PDER, para esto deberán reportar al momento de inicio\nde operación, por una única vez, la ubicación  el número de identificación del\nservicio eléctrico de los clientes que serán atendidos, y mantener actualizada\nla información de ingreso o salida de los clientes PDER que administre de forma\nanual.\n\nLas empresas distribuidoras eléctricas deberán informar a la ARESEP\nsobre la operación de los Agregadores DER, dentro del\nmes siguiente a la fecha en que tengan conocimiento de su operación, detallando\nla ubicación y los clientes gestionados por estos. Dicha comunicación deberá\nser remitida al Agregador DER y la misma será\nsuficiente para tener a los Agregadores DER como\ninstituidos ante esa autoridad. El cumplimiento de los requisitos técnicos de\noperación y seguridad de las obras eléctricas y servicios relacionados,\nincluyendo el diseño, inspección y construcción y operación, se acreditará\nmediante la presentación de planos y documentos debidamente visados que realice\nel profesional o los profesionales responsables a cargo al CFIA, conforme con\nel Reglamento para el Trámite de Revisión de los Planos para la Construcción Nº\n36550-MP-MIVAH-S-MEIC del 28 de abril de 2011 o la normativa que lo suceda .\nLas empresas distribuidoras eléctricas no deberán solicitar a la ARESEP o a los\nAgregadores DER requisitos o procesos adicionales\npara su operación bajo esta modalidad. Además, con el objetivo de contar con un\nregistro de los recursos energéticos, el agregador\ndeberá reportar, al momento de su registro, la capacidad de generación y\nalmacenamiento de los DER que administre, en aquellos casos que corresponda.\nAsimismo, deberá proporcionar la información solicitada por la ARESEP y la\nempresa distribuidora eléctrica en relación con su generación eléctrica para\nautoconsumo.\n\n(Así reformada la definición agregador anterior\npor el artículo 14 del Reglamento\nal artículo 16 bis de la Ley de Régimen de Zonas francas N° 7210 relativo a los\nrecursos energéticos distribuidos por parte de empresas acogidas al régimen de\nzonas francas y empresas administradoras de parques de zonas francas\nlocalizadas fuera de la Gran Área Metropolitana, aprobado mediante decreto\nejecutivo N° 45294 del 10 de octubre del 2025)\n\n.\nAutoconsumo: es el aprovechamiento de la energía generada por parte del\nPDER para abastecer únicamente su propia demanda en el mismo sitio donde la\nproduce.\n\n.\nBaterías Electroquímicas: Dispositivo para el almacenamiento de energía\neléctrica mediante interacciones electrostáticas (capacitores electrolíticos de\ndoble capa) o a través de campos electromagnéticos (superconductores\nmagnéticos).\n\n.\nBaterías Eléctricas/Magnética: almacenamiento de energía eléctrica\nmediante interacciones electrostáticas (capacitores electrolíticos de doble\ncapa) o a través de campos electromagnéticos (superconductores magnéticos).\n\n.\nCargas Móviles: son sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con\ncapacidad de reubicarse e interconectarse en diferentes puntos de la red.\n\n.\nCapacidad de penetración de DER por circuito: capacidad máxima de cada\ncircuito eléctrico del SEN para poder aceptar DER sin que estos afecten su\noperación, de conformidad con la normativa vigente aplicable que emita la\nARESEP al efecto.\n\n.\nCentros de recarga para VE: Estación de suministro o comercialización de\nenergía eléctrica para la recarga de las baterías de los vehículos eléctricos.\nComprende el espacio de parqueo donde los usuarios pueden recargar sus\nvehículos electricos y al menos un conector para\nrecarga de energía eléctrica.\n\n.\nCHAdeMO: Charge de Move (en español \"Carga para moverse\"), Sistema\npara la recarga de vehículos eléctricos según la norma INTE/IEC 61851-23:2017 o\nsu versión vigente.\n\n.\nCCS1 Combo 1: Combined Charging\nSystem (en español \"Sistema combinado de\ncarga\") Sistema para la recarga de vehículos eléctricos según la norma\nINTE/IEC 61851-23:2017 o su versión vigente.\n\n.\nCeldas de combustible de hidrógeno: montaje de celda de combustible\nautónomo utilizado para la generación de electricidad fija en un lugar\nespecífico, según la norma INTE/ISO 14687:2020 o su versión vigente.\n\n.\nContrato de interconexión: es el instrumento legal accesorio suscrito\nentre la empresa eléctrica y el PDER que establece las condiciones generales y\nespecificas bajo las cuales interactuará un DER con la red de distribución y su\nafectación al SEN en el punto de interconexión común, las condiciones\ncomerciales y regulatorias de acceso y venta de excedentes (incluyendo el pago\ndel canon respectivo). L finalización de contrato de interconexión o su incumplimiento\nno afecta la validez y vigencia del contrato de suministro eléctrico o\nviceversa; aprobados por ARESEP\n\n.\nContrato de suministro de energía: es el contrato principal suscrito\nentre la empresa eléctrica y el abonado para el suministro de electricidad, en\nel que se establecen las condiciones, requisitos técnicos y comerciales bajo\nlos cuales se brindará el servicio eléctrico, así como las obligaciones,\nderechos, deberes y sanciones a que se comprometen las partes, en estricto\napego a la normativa y leyes vigentes.\n\n.\nEmpresa eléctrica: persona jurídica concesionaria que suministra el\nservicio eléctrico en cualquiera de sus etapas; generación, transmisión,\ndistribución y comercialización\n\n.\nExcedentes: energía eléctrica generada a partir de\nfuentes de energía renovables e inyectada a la red\neléctrica de distribución, una vez que el generador distribuido ha satisfecho\nsu propia demanda\n\n.\nFacturación Neta completa: Mecanismo de compensación económica de\nexcedentes de los PDER, el cual les da derecho a vender sus excedentes a la\nempresa eléctrica a la cual esta interconectado el GDA, a un precio regulado\npor la ARESEP que evite los costos ineficientes en las compras de energía de\nlos sistemas de distribución de las empresas eléctricas, sin constituirse en una\nobligación por parte de la empresa eléctrica el comprar esta energía.\n\n.\nGB/T: Estándar para la recarga de vehículos eléctricos según la norma\nINTE/IEC 61851 23:2017 o su versión vigente.\n\n.\nGeneración distribuida para autoconsumo: conjunto\nde tecnologías o equipos necesarios para la generación de energía eléctrica a\npartir de fuentes de energía renovable utilizados por el generador distribuido.\n\n.\nOperador del Sistema Eléctrico Nacional (OS): unidad técnica que tiene\nla responsabilidad de dirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico\nNacional (SEN) y del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) para satisfacer la\ndemanda eléctrica del país, así como la coordinación y ejecución del trasiego\nde energía eléctrica a nivel regional. En Costa Rica es el Centro Nacional de\nControl de Energía.\n\n.\nMEN: se entenderá como Mercado Eléctrico de Costa Rica o Mercado\nEléctrico Nacional, al ámbito en el cual se realizan las transacciones de\nprestación de servicios y compra o venta de electricidad a través de quienes se\ndedican a las actividades de generación, transmisión, distribución,\ncomercialización. A este Mercado Eléctrico Nacional se le denominará\nindistintamente Mercado Mayorista de Electricidad.\n\n.\nOperador del Sistema: es la entidad responsable del planeamiento\noperativo, despacho y operación en tiempo real del SEN cumpliendo con los\ncriterios de seguridad operativa y los CCSD establecidos en la regulación\nnacional y regional, incluyendo la administración y asignación de servicios\nauxiliares, además es el responsable de coordinar los intercambios de energía y\nservicios auxiliares regionales del MER. Corresponde actualmente al Centro\nNacional de Control de Energía (CENCE)\".\n\n.\nPDER: toda persona física o jurídica que posee u opere un DER.\n\n.\nSAE-J 1772: Protocolo de conector para la recarga de vehículos\neléctricos según la norma INTE/IEC 61851-1:2017 o su versión vigente.\n\n.\nServicios de interés general: son servicios o actividades económicas\naccesorias o complementarias vinculados al servicio público de suministro de\nenergía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés general\nsujeta a obligaciones específicas de servicio público técnico, financiero y\ncontable que establezca la ARESEP.\n\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, sistemas de almacenamiento de\nenergía y las cargas eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y\nequipamientos en territorio nacional interconectados entre sí y regulados por\nel conjunto de los reglamentos técnicos de la ARESEP y la normativa técnica\nnacional.\n\n.\nRecursos Energéticos Distribuidos (DER): son tecnologías de generación y\nalmacenamiento de energía modulares, conectadas principalmente a una red de\nmedia y baja tensión, gestionados de forma automática o manual, que pueden\nproporcionar capacidad eléctrica, energía, flexibilidad o proveer servicios\nauxiliares a la red local de forma dinámica cuando hace falta. Estos sistemas\npueden estar conectados a la red eléctrica local o bien aislada de la red en\naplicaciones autónomas. Se consideran recursos energéticos distribuidos: a)\nSistema de generación distribuida para autoconsumo, b) Sistema de\nalmacenamiento de energía, c) Vehículos eléctricos, d) Repuesta de la demanda.\nIncluyendo los sistemas de interconexión o suplementarios necesarios para\ncumplir con los requerimientos de la red local y su respuesta de la demanda,\nregulados por el conjunto de los reglamentos técnicos de la ARESEP y la\nnormativa técnica nacional.\n\n.\nRespuesta a la demanda: son los cambios deliberados en el consumo de\nenergía eléctrica del abonado, con respecto a un patrón usual de consumo, en\nrespuesta a señales de precios o incentivos\n\n.\nVehículo eléctrico: Todo aquel bien mueble impulsado con energía cien\npor ciento eléctrica o mediante una tecnología cero emisiones y que no contenga\nmotor de combustión, en su versión de automóviles, motocicletas, bicicletas, microbuses,\nbuses, trenes.\n\nCAPÍTULO II\n\nDEL SISTEMA DE GENERACIÓN\nDISTRIBUIDA\n\nPARA AUTOCONSUMO A PEQUEÑA\nESCALA\n\nArtículo 6. Definición: Se entiende como Sistema de Generación Distribuida para Autoconsumo a\npequeña escala, a la generación de electricidad con fuentes renovables por el\nabonado o PDER en su propiedad, para su autoconsumo.\n\nArtículo 7. Sistemas a\npequeña escala: Se define como sistema a\npequeña escala a todos los medios de generación distribuida para autoconsumo\ninterconectados con el SEN, con potencia menor o igual a 5.000 kilowatts (5\nMW), misma que será revisada cada 3 años por el MINAE. La ARESEP, el OS y la\nempresa eléctrica establecerán condiciones y requisitos según punto de\ninterconexión, tamaño, impacto a la red a oficializar por ARESEP.\n\nArtículo 8. Modalidades de\noperación: Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizará las siguientes modalidades de GDA\n\na) Operación en isla: modalidad\ndel sistema GDA propiedad de un PDER que, estando energizado, no está\ninterconectado ni tiene interacción alguna con el SEN.\n\nb) Operación sin entrega\nde excedentes de energía a la red: modalidad de generación distribuida para\nautoconsumo, en la cual los sistemas de generación distribuida disponen de\nmecanismos tecnológicos para gestionar los excedentes en el punto de generación\ne imposibilitan la entrega de excedentes mientras opera en paralelo con el SEN.\n\nc) Operación con entrega\nde excedentes: condición de un sistema GDA está interconectado con el SEN\nen un punto definido en el contrato de interconexión, con intercambios de\nenergía eléctrica.\n\nArtículo 9. Responsabilidades y obligaciones del PDER con un sistema de GDA en operación sin isla,\nen paralelo con o sin entrega de excedentes a la red. Son responsabilidades y obligaciones del PDER\ncon un sistema de GDA en operación en isla o en paralelo con o sin entrega de excedentes las\nsiguientes:\n\na) Asegurar que la\ninstalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización\ndel Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de\n\nla Propiedad, Decreto Ejecutivo\nN°36979-MEIC en su versión vigente.\n\nb) El diseño, inspección y\nla construcción del sistema de GDA deberá ser realizado por un profesional\ndebidamente incorporado al CFIA, autorizado para asumir la responsabilidad\nprofesional para este tipo de obras y los planos deberán ser debidamente\ntramitados ante el CFIA.\n\nc) Hacer una correcta\ndisposición final de los residuos de los sistemas de generación y almacenamiento\nde la energía, en concordancia con la Ley para la Gestión Integral de Residuos\nN°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-S-MINAET-H Reglamento General a la Ley\npara la Gestión Integral de Residuos.\n\nd) Cumplir con los\ninstrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.\n\ne) Cumplir con los\nrequisitos técnicos establecidos por el OS.\n\nf) Los equipos que componen\nlos sistemas GDA deberán de cumplir con las especificaciones técnicas, y\noperativas que dispongan la empresa distribuidora y lo que disponga el OS.\n\ng) Todo sistema GDA debe\noperar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana\ny del inmueble, así como del SEN.\n\nh) Es responsabilidad del\nPDER sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque su\nsistema GDA a la red de distribución eléctrica, cuando se encuentre debidamente\ndemostrado por parte de la empresa eléctrica de conformidad con el artículo de\nla Ley 10086.\n\ni) Cancelar los montos\nasociados a las tarifas que establezca la ARESEP para los sistemas DGA.\n\nj) Atender las\nrecomendaciones que la empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este\nreglamento.\n\nk) Suministrar la\ninformación que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios\nde interés general.\n\nl) Previo a instalar el\nsistema de generación distribuida para autoconsumo en operación paralela con\nentrega de excedentes deberá obtener la autorización por parte de la empresa\neléctrica para su instalación, siempre que se satisfaga la normativa aplicable.\n\nm) Suspender temporalmente\nla operación cuando exista incumplimiento a las condiciones que ponen en riesgo\nla vida y la seguridad de las personas.\n\nn) Cancelar el canon de\nregulación que es establezca para la actividad.\n\nArtículo 10.\nResponsabilidades y obligaciones de la empresa eléctrica al gestionar solicitudes\nde interconexión de GDA según las modalidades establecidas en este capítulo:\n\na) Gestionar la actividad\nde generación distribuida para autoconsumo en acatamiento a la Ley 10 086 y lo\nindicado en este Reglamento, con el objetivo de salvaguardar la eficiencia,\nconfiabilidad, continuidad, seguridad del servicio eléctrico.\n\nb) Contar con un sistema\nADMS capaz de administrar de forma confiable, segura y eficiente grupos de\nrecursos distribuidos, recursos que serán regulados mediante el contrato de\ninterconexión, según los requerimientos técnicos definidos por el OS y lo establecido\nen los RT-ARESEP.\n\nc) Realizar el estudio\ntécnico básico que determinen la factibilidad de la instalación e interconexión\ndel sistema GDA en el plazo que establezca la ARESEP según el tamaño del\nsistema\n\nd) Planificar las\ninversiones necesarias para realizar las readecuaciones de los circuitos, de\nacuerdo con los criterios de eficiencia y evitando subsidios cruzados, para\nmejorar la capacidad y desempeño de estos acorde con los recursos energéticos distribuidos\na los cuales sirvan, con el objetivo de ser sometidos a valoración de la ARESEP\nde conformidad con el artículo 7 inciso a) de la Ley N°10086.\n\ne) Definir y oficializar un\nsitio web de acceso público para la actividad de GDA donde se indique la\ninformación técnica necesaria para el abonado o el PDER, incluyendo la\ncapacidad de penetración de DER por circuito.\n\nf) Implementar en el sitio\nweb de acceso público para la actividad de GDA los canales de atención al PDER\npara consultas o quejas.\n\ng) Reportar semestralmente\nal OS la ubicación, características técnicas y datos de la inyección y el\nconsumo del PDER en todos los puntos de medición de los sistemas GDA\nregistrados, los protocolos de comunicación cuando aplique, y capacidad instalada\nde cada sistema GDA registrado. Además, suministrar la información que corresponda\nen tiempo real al OS cuando aplique.\n\nh) Informar mensualmente al\nPDER los excedentes en el SEN, atendiendo el instrumento regulatorio vigente y\naplicable por la ARESEP.\n\ni) Notificar el informe de\nlos estudios técnicos al abonado o el PDER en los plazos debidamente\noficializados.\n\nj) Instalar según sea el\ncaso un medidor de energía bidireccional y/o generación según establezca\nARESEP, además de los dispositivos requeridos de acuerdo con la tecnología\napropiada para la medición en el punto de interconexión común de acuerdo con\nlas características técnicas que se definen en los RT-ARESEP.\n\nk) La empresa eléctrica\nserá responsable de cualquier daño que le sea atribuible a la manipulación\nfísica o remota del sistema de GDA durante las inspecciones realizadas.\n\nl) Realizar la\ninterconexión de los sistemas GDA a la red eléctrica, esto previo al cumplimiento\nde los requisitos establecidos en este reglamento y los instrumentos regulatorios\nde la ARESEP.\n\nm) Cumplir con lo dispuesto\nen el artículo 12 de la Ley N°10086, mediante el mecanismo de Facturación Neta\ncompleta\n\nn) Remitir a la ARESEP en\nlos periodos en que esta defina, toda la información que se requiera para la\nadecuada regulación del servicio.\n\no) Desarrollar las\noperaciones técnicas y comerciales que propicien el suministro del servicio de\nun modo eficiente y de calidad, a fin de que las acciones que se gestionen permitan\nmaximizar el beneficio de los usuarios.\n\nCAPÍTULO III\n\nDEL SISTEMA DE\nALMACENAMIENTO DE ENERGÍA (SAE)\n\nArtículo 11. Sistema de\nAlmacenamiento de Energía (SAE) Este sistema comprende\nlos métodos para almacenar y conservar energía en dispositivos tecnológicos\ndiseñados especialmente para ello, para ser utilizada según sea necesario por\nel PDER.\n\nArtículo 12. Modos de\noperación. Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizarán los siguientes modos de operación:\n\na) Trabajo en flotante: se\ndice que un SAE trabaja en flotante cuando sus terminales se mantienen a una\ntensión que impide que se descargue. En este modo de trabajo, la batería aguas\nabajo del contador de energía eléctrica, se mantiene en espera para emplearla\ncuando sea necesario disponer de la energía que almacena.\n\nb) Trabajo en ciclos: se\ndice de un SAE que trabaja en ciclos de carga y descarga de manera continua y\nforma programada\n\nArtículo 13. Modos de\nutilización. Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizarán los siguientes modos de utilización:\n\na) Arbitraje: Aprovecha\nlas condiciones técnicas y económicas del mercado y la capacidad de\nalmacenamiento para proveer energía según el costo de la electricidad o las\ntarifas de uso horario.\n\nb) Arranque autógeno: también\nconocido como arranque en negro o arranque de emergencia, es el proceso de\nrestaurar la operación de la infraestructura del PDER luego de un colapso del\nSEN. Esta operación está sujeta a las necesidades del SEN y el cumplimiento de\nrequisitos técnicos que establezcan el OS y los RT-ARESEP.\n\nc) Incrementar el uso de\nenergías renovables: para almacenar energía y despacharlas según las\nnecesidades del PDER.\n\nd) Reducción de los\ncargos de la demanda: tiene el fin de disminuir los picos de la demanda\neléctrica y obtener una mayor eficiencia en el uso de la infraestructura y los recursos\nenergéticos.\n\ne) Regulador de voltaje\ny frecuencia: con el fin de suministrar un voltaje y frecuencia estable y\nasí proteger equipos eléctricos dentro de la infraestructura del PDER. Esta operación\nestá sujeta a las necesidades del SEN y el cumplimiento de requisitos técnicos\nque establezca el OS y los RT-ARESEP.\n\nf) Respaldo eléctrico: tiene\nel fin de garantizar el suministro sin interrupciones de energía eléctrica para\nun hogar, comercio industria u oficina (infraestructura del PDER).\n\ng) Otros modos de\nutilización que no resulten contrarios a la Ley 10.086, este reglamento y la\nnormativa técnica de ARESEP\n\nArtículo 14.\nResponsabilidades y obligaciones del PDER con un SAE en operación en isla o en\nparalelo sin entrega de excedentes al SEN. Son\nresponsabilidades y obligaciones del PDER con un sistema de SAE en\noperación en isla o en paralelo sin entrega de excedentes al SEN las\nsiguientes:\n\na) Cumplir con los\ninstrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.\n\nb) Asegurar que la\ninstalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización\ndel Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la\nPropiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión vigente.\n\nc) El diseño, inspección y\nla instalación del SAE deberá ser realizado por un profesional debidamente\nincorporado al CFIA, debidamente autorizado para asumir la responsabilidad\nprofesional para este tipo de obras; y los planos deberán ser debidamente\ntramitados ante el CFIA.\n\nd) Hacer una correcta\ndisposición final de los residuos de los sistemas de generación y almacenamiento\nde la energía, en concordancia con la Ley para la Gestión Integral de Residuos\nN°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-S-MINAET-H Reglamento General a la Ley\npara la Gestión Integral de Residuos.\n\ne) Cumplir con los\nrequisitos técnicos establecidos por el OS.\n\nf) Los equipos que componen\nlos sistemas SAE deberán de cumplir con las especificaciones técnicas, y\noperativas contempladas en los RT-ARESEP y lo que disponga el OS.\n\ng) Todo sistema SAE debe\noperar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana\ny del inmueble, así como no afectar negativamente la operación del SEN.\n\nh) Es responsabilidad del\nPDER sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque su\nsistema SAE al estar interconectado al SEN.\n\ni) Cancelar las tarifas que\nestablezca la ARESEP para poder interconectar el SAE.\n\nj) Atender las\nrecomendaciones que la empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este\nreglamento.\n\nk) Cumplir con las\ncondiciones de calidad, seguridad y confiabilidad que termine la ARESEP en\ncumplimiento de la Ley 10086.\n\nl) Suspender temporalmente\nla operación del SAE cuando exista un incumplimiento a las condiciones que\nponen en riesgo la vida y la seguridad de las personas.\n\nm) Suministrar la\ninformación que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios\nde interés general.\n\nCAPÍTULO IV\n\nDE LOS VEHÍCULOS ELÉCTRICOS\n\nArtículo 15. Definición: Para la aplicación del presente reglamento se entenderán como vehículos\neléctricos todo aquel bien mueble impulsado con energía cien por ciento\neléctrica o mediante una tecnología cero emisiones y que no contenga motor de\ncombustión, en su versión de automóviles, motocicletas, bicicletas, microbuses,\nbuses, trenes.\n\nArtículo 16. De las\ntecnologías a utilizar. Para la aplicación del presente\nreglamento se utilizarán las siguientes tecnologías:\n\na) Baterías\nelectroquímicas, considerando los siguientes tipos:\n\na. Plomo-ácido\n(PB-ácido): ciclo de vida entre 500 y 800 ciclos de cargadescarga, densidad\nde 30-40 Wh/Kg\n\nb. Níquel-cadmio (NiCd):\nciclo de vida entre las 1500 y 2000 cargas y descargas, densidad de 40-60\nWh/Kg\n\nc. Níquel-hidruro\nmetálico (NiMh): ciclo de vida entre los 300 y 500 ciclos de carga y\ndescarga, densidad de 30-80 Wh/Kg\n\nd. Ion-litio (LiCoO2): ciclo\nde vida entre las 400 y 1200 cargas y descargas, densidad de 100-250 Wh/Kg\n\ne. Ion-litio con cátodo\nde LiFePO4: ciclo de vida mayor a las 2000 cargas y descargas, densidad de\n90-100 Wh/Kg\n\nf. Polímero de litio\n(LiPo): ciclo de vida por debajo de las 1000 cargas y descargas, densidad\nenergética de 300 Wh/Kg.\n\ng. Alguna otra tecnología\nde baterías electroquímicas que no resulten contrarias a la ley 10086 y este\nreglamento.\n\nb) Baterías\nEléctricas/Magnética\n\nc) Celdas de combustible de\nhidrógeno\n\nd) Centros de Recarga para\nVE, considerando los siguientes tipos:\n\na. Recarga convencional:\nel usuario de un vehículo eléctrico se conecta a una estación de carga\npública, escoge el tiempo de recarga, y la forma de pago.\n\nb. Plug and Charge: el\nusuario de un VE se conecta a una estación de carga pública sin realizar ningún\npaso más. El sistema de control se encarga de identificar el vehículo y de\npermitir el pago de forma automática mediante un protocolo encriptado que\ngarantiza la seguridad, sin necesidad de utilizar ningún tipo de tarjeta de\ncrédito o de socio, cumpliendo con la ISO15118 en su versión vigente.\n\nc. Recarga inteligente\nbidireccional: permite que el flujo de energía vaya de la red al VE para\nproceder a su recarga; y en sentido contrario, del VE a la red, para el reabastecimiento\nde la misma.\n\nd. Recarga por\ninducción: Recargar un VE utilizando la recarga inductiva estática, sin\nnecesidad de conectarlo mediante un cable.\n\ne. Alguna otra tecnología\nde baterías electroquímicas previa valoración y aprobación por parte MINAE.\n\nArtículo 17. De los modos\nde recarga de vehículos eléctricos. Para la aplicación del presente\nreglamento los IRVE podrán utilizar los siguientes modos de recarga de VE.\n\na) Carga Lenta (L1): Conexión\ndel VE a un sistema IRVE constituido por tomas de corriente estandarizadas a\nnivel nacional, en cumplimiento con Reglamento de Oficialización del Código\nEléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto\nEjecutivo N°36979-MEIC, de hasta 16 A y de hasta 250 V monofásica de corriente\nalterna o 480 V de corriente alterna trifásica.\n\nb) Carga Semi-Rápida\n(L2): Conexión del VE a un sistema IRVE, ya sea en configuración trifásica\na 480 voltios, 125 amperios en C.A., o en otro nivel de tensión eléctrica,\npermitida por la ARESEP (208, 240 en delta, etc). La alimentación con el vehículo,\nse hará a través de un conector tipo SAE-J 1772 o algún otro protocolo privado\nde algún fabricante previa autorización del MINAE mediante la actualización de\nsu respectiva norma nacional.\n\nc) Carga Rápida (L3): Conexión\ndel VE a un sistema IRVE, ya sea en configuración trifásica a 480 voltios, 125\namperios en C.A., o en otro nivel de tensión eléctrica permitida por la ARESEP\n(208, 240 en delta, etc). La alimentación con el vehículo, se hará a través de\nun conector CCS combo tipo 1, CHAdeMO o GB/T en C.D., o algún otro protocolo\nprivado de algún fabricante previa autorización del MINAE mediante la\nactualización de su respectiva norma nacional.\n\nArtículo 18. Modos de\noperación. Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizarán los siguientes modos de operación\n\na) Red a VE: modo de\noperación en el cual la energía eléctrica almacenada en las baterías o celdas\nde un VE puede ser transmitida a la red eléctrica de la infraestructura de un\nPDER por el conductor de un VE por medio de un sistema IRVE, cuando este es\nconectado a la red en los momentos que no se use para el transporte\n\nb) VE a red: modo de\noperación en el cual la energía eléctrica almacenada en las baterías o celdas\nde un VE puede ser transmitida a la red eléctrica de la infraestructura de un PDER,\npor medio de un sistema IRVE, cuando este es conectado a la red en los momentos\nque no se use para el transporte.\n\nc) Servicio a la red: El\nSAE puede ser parte de una red inteligente.\n\nArtículo 19. Responsabilidades\ny obligaciones del PDER que posee u opere un VE o posea un IRVE para su uso\npropio. Serán responsabilidades y obligaciones del\nPDER que posee u opere un VE, o posea un IRVE en operación en isla o en\nparalelo sin entrega de excedentes al SEN para su uso propio las\nsiguientes:\n\na) Todo sistema IRVE\npropiedad de un PDER para utilizar con un VE, debe asegurar que la instalación\neléctrica cumpla con el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de\nCosta Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo\nN°36979-MEIC en su versión vigente.\n\nb) El diseño, inspección y\nla construcción del sistema IRVE propiedad de un PDER deberá ser realizado por\nun profesional debidamente incorporado al CFIA, debidamente autorizada para asumir\nla responsabilidad profesional para este tipo de obras y los planos deberán ser\ndebidamente tramitados ante el CFIA.\n\nc) Todos los componentes,\nmateriales y accesorios de la IRVE deberán ser listados y acordes con las\nespecificaciones del fabricante, diseñador y verificadas por el profesional\ndebidamente incorporado al CFIA responsable y autorizado para asumir la\nresponsabilidad profesional para este tipo de obras de construcción e\ninstalación.\n\nd) Hacer una correcta\ndisposición final de los residuos de los sistemas IRVE propiedad de un PDER así\ncomo de los VE propiedad de un PDER, en concordancia con la Ley para la Gestión\nIntegral de Residuos N°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-SMINAET- H\nReglamento General a la Ley para la Gestión Integral de Residuos.\n\ne) Cumplir con los\ninstrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.\n\nf) Los equipos que componen\nlos sistemas IRVE propiedad de un PDER deberán de cumplir con las\nespecificaciones técnicas, y operativas contempladas en los RTARESEP.\n\ng) Todo VE y todo IRVE\npropiedad de un PDER debe operar y mantener las condiciones adecuadas para\ngarantizar la seguridad humana y del inmueble, así como del SEN,\n\nh) Es responsabilidad del\ndueño de un VE que utilice un IRVE público del sufragar los costos generados\npor reparaciones o daños que provoque su VE a dicho IRVE, cuando se encuentre\ndebidamente demostrado por parte del dueño u operador del IRVE público.\n\ni) Suministrar la\ninformación que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios\nde interés general.\n\nj) Suspender temporalmente\nla operación de un IRVE propiedad de un PDER cuando exista un incumplimiento a\nlas condiciones que ponen en riesgo la vida y la seguridad de las personas.\n\nk) En el caso contar con la\noperación VE a red, deberá cumplir con todo lo establecido en el capítulo III\ndel SAE de este reglamento.\n\nCAPÍTULO V\n\nDE LA RESPUESTA DE LA\nDEMANDA\n\nArtículo 20. Definición: Para efectos del presente reglamento se entiende respuesta de la demanda\ncomo los cambios deliberados en el consumo de energía eléctrica del abonado,\ncon respecto a un patrón usual de consumo, en respuesta a señales de precios o\nincentivos.\n\nArtículo 21. Modos de\noperación. Para la aplicación del presente reglamento\nse utilizarán los siguientes modos de respuesta de la demanda:\n\na) Respuesta de la\nDemanda Explícita: (también denominados \"basada en incentivos\"), los\nabonados o PDER reciben beneficios económicos con su flexibilidad de consumo, ya\nsea por su cuenta o mediante un agregador, que puede ser un tercero, o el\noperador del sistema de distribución de la empresa eléctrica del abonado.\n\nb) Respuesta de la\nDemanda Implícita: (también llamada \"basada en el precio\"), los abonados\nreaccionan a las tarifas vigentes.\n\nArtículo 22. Modos de\nutilización. Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizarán los siguientes modos de utilización:\n\na) Coordinación para\ninteracción con cargas de gran potencia: Mediante el uso de sistemas de\nredes inteligentes el operador del sistema de distribución de la empresa eléctrica\npuede interactuar con los grandes consumidores mediante conexión o desconexión\nde sus cargas de gran potencia, favoreciendo el costo final de la energía al\nusuario final, y generando un incentivo económico al abonado con la carga intervenida.\n\nb) Desconexión de\ncargas: Cuando los sistemas de generación y transmisión eléctricos no\nconsiguen satisfacer la demanda, para preservar la estabilidad de la red, hay\nque reducir de alguna manera el consumo instantáneo, ya sea desconectando algunos\ndispositivos o disminuyendo el voltaje de suministro, con el fin de impedir disrupciones\nincontroladas del suministro como salidas del sistema extendidas o daños a los\naparatos eléctricos. Las empresas eléctricas pueden realizar la desconexión de\ncargas, mediante el corte del servicio a zonas concretas (rotación de racionamientos)\no mediante acuerdos técnicos y económicos con grandes consumidores para que\napaguen equipos durante las condiciones de faltante de recursos de generación\npara atender la demanda (interrumpibilidad).\n\nc) La respuesta\neconómica a la demanda: Consiste en favorecer a los abonados que disminuyan\nsu consumo cuando les resulta más conveniente o cuando el rendimiento económico\nque obtienen de esa electricidad no compensa el precio que pagan por ella.\n\nd) Utilización de cargas\nmóviles: Para preservar la continuidad del servicio, se puede tomar energía\nde las cargas móviles conectadas a la red, con el fin de evitar fallas en el\nSEN o en la infraestructura eléctrica del PDER.\n\ne) Tarifas horarias de\nuso: Medida que establece bandas de facturación según el horario; el precio\nde la energía y/o potencia consumida varía dependiendo de la hora del día en\nque se consume\n\nf) Algún otro modo que\nincentive el desarrollo económico del país y la electrificación de la industria,\nsin poner en riesgo la operación del SEN ni contradiga las regulaciones establecidas\npor la ARESEP o los lineamientos técnicos del OS y que no sean contrarios a la\nLey 10086 y su reglamento.\n\nArtículo 23. Tecnologías\naplicables Para la aplicación del presente reglamento se\nutilizarán las siguientes tecnologías aplicables para la respuesta de la\ndemanda en los sectores de consumos residenciales, comerciales e industriales:\n\na) Medidores\ninteligentes: equipos capaces de registrar el consumo de los abonados y realizar\nsu lectura de forma remota, en intervalos cuya resolución sea al menos la del MEN\no la de los programas que se tratan de poner en marcha (totalizadas en periodos\no directamente la curva de carga horaria), además se incluyen de manera preferente\nlos sistemas que incorporen corta y desconexión remota, así como actuadores automáticos\nde desconexión ante manipulación indebida de los equipos, detección de hurtos\nde energía, u otros modos que promuevan la eficiencia en la operación de la red.\n\nb) Tecnologías de\nverificación de la variación de comportamiento del consumo de los abonados: Para\nlos casos de respuesta de la demanda es necesario verificar el correcto cumplimiento\npor parte del abonado del contrato de cambio (subida/bajada) de potencia\nante una señal enviada. Para ello se precisan modelos normalizados de estimación\nde la curva base, es decir del comportamiento del abonado en caso de no recibir\nseñal, que se compara con la curva real registrada durante el periodo de activación\nde una señal.\n\nc) Equipos electrónicos\ninteligentes: Equipos que tienen una flexibilidad de operación y\nfuncionamiento interactivo que puede ser controlado vía remota por el usuario, agregador,\nun tercero autorizado o bien la empresa eléctrica.\n\nd) Sistemas de comunicación:\nequipos, redes y sistemas que se requieren para establecer una comunicación\nbidireccional entre los DER y los sistemas ADMS de las empresas eléctricas.\n\ne) Alguna otra tecnología\nque incentive el desarrollo económico del país y la electrificación de la\nindustria, sin poner en riesgo la operación del SEN ni contradiga las\nregulaciones establecidas por la ARESEP o los lineamientos técnicos del OS.\n\nArtículo 24.\nResponsabilidades y obligaciones del PDER que utilice algún modo de Respuesta\nde la Demanda que interactúe con el SEN Son\nresponsabilidades y obligaciones del PDER que utilice algún modo de\nRespuesta de la Demanda que interactúe con el SEN las siguientes:\n\na) Asegurar que la\ninstalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización\ndel Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la\nPropiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión final\n\nb) Cumplir con los\nrequisitos técnicos establecidos por el OS.\n\nc) Cumplir con los\ninstrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.\n\nd) Todo sistema debe operar\ny mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana y del\ninmueble, así como del SEN.\n\ne) Sufragar los costos\ngenerados por reparaciones o daños que provoque a la red de la\n\nempresa eléctrica donde se\nencuentre interconectado.\n\nf) Atender las\nrecomendaciones que empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este\nreglamento.\n\ng) Suministrar la\ninformación que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios\nde interés general.\n\nh) Suspender temporalmente\nel uso de la tecnología aplicada para respuesta de la demanda cuando se detecte\nun alto riesgo o peligro inminente para la vida y la seguridad de las personas.\n\nCAPÍTULO VI\n\nDEL CONTRATO, PROCEDIMIENTO\nY CAUSALES DE RECHAZO\n\nArtículo 25. Contrato de\ninterconexión y contrato de suministro . El\ncontrato en el cual se establecen las condiciones generales y específicas\ndefinidas por la ARESEP y el OS, bajo las cuales interactuará un DER con el SEN\nen el punto de interconexión común.\n\nArtículo 26. Procedimiento\nde firma del Contrato de interconexión. El procedimiento para la\nfirma y conexión será el siguiente:\n\na) El Contrato de\nInterconexión deberá ser firmado por ambas partes y deberá de cumplir con los requisitos\ny plazos definidos por la ARESEP.\n\nb) Una vez firmado el\ncontrato de interconexión empresa eléctrica contará con un plazo definido por\nla ARESEP para la interconexión a la red de distribución eléctrica, dependiendo\ndel DER según corresponda.\n\nArtículo 27. Causales de rechazo, suspensión, interrupción y desconexión. La empresa eléctrica podrá\nrechazar, suspender, interrumpir o desconectar el DER, por las causas establecidas en el contrato de\ninterconexión y las siguientes situaciones:\n\na) Inconsistencias o\nerrores en la información técnica que debe presentar a la eléctrica\n\nb) Inconsistencias entre la\nsolicitud de disponibilidad de la red, y las memorias de cálculo o unifilares\nsegún el tipo de DER.\n\nc) Por fallas en la red de\ndistribución provocadas por el DER y demostradas por la empresa eléctrica.\n\nd) Por incumplimiento del\nPDER a lo establecido en este reglamento, los RT-ARESEP y las cláusulas\ncontenidas en el contrato de suministro eléctrico y/o el contrato de interconexión.\n\ne) Por incumplimiento del PDER\ncon los requisitos técnicos establecidos por el OS y la empresa distribuidora.\n\nf) Por no permitir el\nacceso requerido para inspecciones de acuerdo a lo establecido en el artículo\n14 de ley de Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos partir\nde fuentes renovables N°10086.\n\ng) A solicitud del PDER.\n\nh) Al corroborarse por\nparte de la empresa eléctrica la venta de energía eléctrica por parte de un\nPDER a terceros distintos a la empresa eléctrica donde se encuentre interconectado.\nEn esta caso se aplicará lo que corresponda según la normativa.\n\nCAPÍTULO VII\n\nDE LOS INCUMPLIMIENTOS\n\nArtículo 28. Sanción e\nincumplimiento: Los abonados, los\ngeneradores distribuidos, las personas físicas o jurídicas que posean u operen\nDER, las empresas eléctricas y demás participantes del SEN relacionados con el\nacceso, la instalación, la conexión, la interacción y el control de los\nrecursos energéticos distribuidos, que incumplan el presente reglamento, serán\nsancionados con multa por la ARESEP, cumpliendo con el procedimiento administrativo\nprevisto en la Ley 6227, Ley General de Administración Pública, de 2 de mayo\ndel 1978, con el monto de cinco a veinte salarios base de acuerdo con el\nartículo 2 de la Ley 7337, de 5 de mayo de 1993.\n\nCAPÍTULO VIII\n\nDE LAS DEROGACIONES\n\nArtículo 29: Se deroga en su totalidad el Decreto Ejecutivo N°39220-MINAE, denominado\n\"Reglamento Generación distribuida para autoconsumo con Fuentes Renovables\nModelo de Contratación Medición Neta Sencilla\" del 14 de septiembre de 2015,\npublicado en La Gaceta Nº196 del 08 de octubre de 2015.\n\nTransitorio Único: A partir de la vigencia de este reglamento los PDER con contratos vigentes\nque firmen un nuevo contrato con las empresas distribuidoras tendrán un plazo\nde 3 meses para que cumplan con las nuevas condiciones establecidas en la Ley\n10086 y el Reglamento.\n\nArtículo 30: Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial la Gaceta.\n\nDado en la Presidencia de la República. - San José, el veinte de enero\ndel dos mil veintitrés.", "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n -\n\n Full Text of Norm 43879\n\n Regulation to the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources, No. 10086 of January 7, 2022\n\nNo. 43879-MINAE.\n\nTHE SECOND VICE PRESIDENT\n\nIN THE EXERCISE OF THE PRESIDENCY OF THE REPUBLIC\n\nAND THE MINISTER OF ENVIRONMENT AND ENERGY.\n\nUsing the powers conferred by articles 50, 140 subsections 3) and 18), and 146 of the Political Constitution; articles 27 subsection 1) and 28 subsection 2) paragraph b) of the General Law of Public Administration, No. 6227 of May 2, 1978; the National Planning Law, No. 5525 of May 2, 1974; articles 56 and 58 of the Organic Law of the Environment, No. 7554 of October 4, 1995; the United Nations Framework Convention on Climate Change, No. 7414 of June 13, 1994; articles 1 and 2 of the Organic Law of the Ministry of Environment and Energy, No. 7152 of June 5, 1990; articles 6 subsection 3), 32, 48, and 49 of the Organic Regulation of the Ministry of Environment and Energy, Executive Decree No. 35669 of December 4, 2009; the Law of the Regulatory Authority for Public Services, No. 7593 of August 9, 1996; articles 4, 6, and 8 of the Regulation for the Organization of the Energy Sub-sector, Executive Decree No. 35991 of January 19, 2010; the Comprehensive Reform to the Regulation for the Organization of the Energy Sub-sector, Executive Decree No. 40495 of May 19, 2017; Regulation of Concessions for the Public Service of Electricity Supply, Executive Decree No. 30065 of November 28, 2001; the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property (RTCR 458:2011), Executive Decree No. 36979 of December 13, 2011.\n\nConsidering:\n\n1. That the Political Constitution in article 50 establishes that the State must seek the greatest well-being for all the country's inhabitants; and guarantee and preserve the right of individuals to a healthy and ecologically balanced environment, promoting the greatest development in harmony with it.\n\n2. That the Political Constitution in article 46 establishes that consumers and users have the right to protection of their health, environment, safety, and economic interests; to receive adequate and truthful information; to freedom of choice, and to equitable treatment. The State will support the organizations they form for the defense of their rights.\n\n3. That the Organic Law of the Environment establishes that energy resources constitute essential factors for the country's sustainable development, over which the State will maintain a preponderant role, being able to dictate general and particular measures.\n\n4. That the National Planning Law established the National Planning System and based on it, the Organic Regulation of the Executive Branch, Executive Decree No. 43580-MP-PLAN, which integrates and classifies State institutions into twelve activity sectors and establishes the Sectoral Councils directed by the Rector Ministers of the respective sector, formed by the heads of the decentralized institutions that are part of it, among which is the Environment, Energy, Seas Sector.\n\n5. That the Regulation for the Organization of the Energy Sub-sector, Decree No. 35991-MINAE, regulates the integration and establishes its tasks and functions, with the aim of guaranteeing integrated and coordinated long-term planning; being that it is comprised of the Ministry of Environment and Energy, the Regulatory Authority for Public Services, the Costa Rican Electricity Institute, the National Power and Light Company, the Public Services Company of Heredia, the Administrative Board of the Municipal Electrical Service of Cartago, and the Rural Electrification Cooperatives and their Consortiums.\n\n6. That energy resources constitute essential and strategic factors for the country's socioeconomic and sustainable development, over which the State will maintain a preponderant role, therefore it is indispensable to plan their development in order to ensure timely and efficient electricity supply, and in this way generate a comprehensive management strategy that allows participation and alliance with society's sectors, and thus, reduce the vulnerability of our economy to external factors.\n\n7. That the National Decarbonization Plan establishes in Axis 4 Consolidation, that the national electrical system must have the capacity, flexibility, intelligence, and resilience necessary to supply and manage renewable energy at a competitive cost, the goal being to achieve 100% of the electricity matrix with renewable sources.\n\n8. That according to the Sustainable Development goals proposed by the United Nations Development Programme, specifically the seventh goal: Affordable and clean energy, it is necessary to invest in clean energy sources to improve energy productivity, also expanding infrastructure and improving technology to have clean energy in all developing countries, is a crucial goal that can stimulate growth and, at the same time, help the environment.\n\n9. That the Regulation for the construction and operation of the network of electric recharging centers for electric automobiles by electric energy distribution companies No. 41642-MINAE, aims to regulate the construction and operation of the network of electric recharging centers, hereinafter referred to as recharging centers, which permits the supply of electric energy to electric automobiles and other types of vehicles with recharging systems compatible with them and allows them to circulate throughout the national territory; likewise, it establishes the creation of a single computer platform for the operational management and charging of the network.\n\n10. That pursuant to the provisions of Transitory Provision IV of the Law for the promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources, No. 10086 published on January seventh, two thousand twenty-one, the corresponding regulation is hereby issued.\n\n11. That in accordance with the Regulation to the Law for the Protection of Citizens from Excess Administrative Requirements and Procedures, Executive Decree No. 37045-MPMEIC and its amendments, the present proposal complies with the principles of regulatory improvement according to the positive report DMR-DAR-INF-138 of November second, 2022, issued by the Directorate of Regulatory Improvement of the MEIC.\n\nTherefore,\n\nTHEY DECREE:\n\nREGULATION TO THE LAW FOR THE PROMOTION AND REGULATION OF DISTRIBUTED\n\nENERGY RESOURCES FROM RENEWABLE SOURCES, NO.\n\n10086 OF JANUARY SEVENTH, 2022\n\nCHAPTER I.\n\nGENERAL SCOPE\n\nArticle 1. Objective. The objective of this regulation is to regulate, in complement to Law 10086, the integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities indicated by the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, safety, and sustainability found in the regulations issued by the MINAE and ARESEP.\n\nArticle 2. Public Interest. The integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System, in the modalities established in the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, safety, and sustainability, is declared of public interest.\n\nArticle 3. Scope. This regulation to the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources No. 10086, is mandatory for all subscribers, distributed generators, individuals or legal entities that own, operate, design, assemble, install, connect, integrate, control DERs, for use in end-user installations or to be interconnected to the SEN, as well as for electric companies when DERs are interconnected to the SEN in its different modalities and associated ancillary services defined by ARESEP.\n\nArticle 4. Abbreviations. For the purposes of this regulation, the following abbreviations shall be used:\n\nADMS: Advanced Distribution Management System\n\nARESEP: Regulatory Authority for Public Services\n\nC.A.: Alternating Current\n\nC.D.: Direct Current\n\nCFIA: Federated College of Engineers and Architects of Costa Rica\n\nDER: Distributed Energy Resources\n\nGDA: Distributed Generation System for Self-Consumption\n\nICE: Costa Rican Electricity Institute\n\nINTE: INTECO Standards\n\nIRVE: Electric Vehicle Recharging Infrastructure\n\nMEN: National Electricity Market\n\nMW: Unit of power equal to one million watts\n\nMINAE: Ministry of Environment and Energy\n\nRT-ARESEP: Technical regulations issued by ARESEP\n\nOS: Operator of the National Electric System\n\nPDER: Individual or legal entity owner of a DER\n\nSAE: Energy Storage System\n\nSEN: National Electric System\n\nVE: Electric Vehicle\n\nArticle 5. Definitions. For the application of this regulation, the terms mentioned shall have the following meaning:\n\n.\nSubscriber (Abonado): individual or legal entity that has signed one or more contracts for the use of electric energy.\n\n.\nEnergy Storage: Any technology (electrochemical, thermal, mechanical, electrical) that allows storing energy in the end user’s facilities, including electric boilers with hot water tanks.\n\n.\nEconomic Agent (Agente económico): In the market, any individual, de facto or de jure entity, public or private, participating in any form of economic activity, as a buyer, seller, offeror, or demander of goods or services, on their own behalf or on behalf of a third party, whether imported or national, or whether produced or provided by them or by a third party.\n\n. Aggregator (Agregador): Individual\nor legal entity that integrates, coordinates, and manages a set of own, shared-use, or third-party Distributed Energy Resources, with the aim of optimizing the operation and use of these resources to improve the efficiency of their energy consumption and the reliability of the electrical system, enabling the procurement of benefits for the PDERs it manages, including the ability to provide services to the operator of the SEN system, the electric company of the subscriber, and for the National Electric System. The DER Aggregator\nmust inform its operation to the electric distribution company providing public electricity service at the site where the services of the PDER clients are located; for this, they must report, at the time of commencement of operation, on a one-time basis, the location and the identification number of the electricity service of the clients to be served, and keep the entry or exit information of the PDER clients they manage updated annually.\n\nThe electric distribution companies must inform ARESEP about the operation of DER Aggregators, within the month following the date on which they become aware of their operation, detailing the location and the clients managed by them. This communication must be sent to the DER Aggregator and will be sufficient to have the DER Aggregators as established before that authority. Compliance with the technical requirements for the operation and safety of the electrical works and related services, including design, inspection, construction, and operation, shall be accredited by the presentation of duly approved plans and documents made by the responsible professional or professionals in charge at the CFIA, in accordance with the Regulation for the Processing of Plan Review for Construction No. 36550-MP-MIVAH-S-MEIC of April 28, 2011, or the regulations that succeed it. The electric distribution companies must not request from ARESEP or the DER Aggregators additional requirements or processes for their operation under this modality. Furthermore, with the aim of maintaining a registry of energy resources, the aggregator must report, at the time of its registration, the generation and storage capacity of the DERs it manages, in applicable cases. Likewise, it must provide the information requested by ARESEP and the electric distribution company regarding its electricity generation for self-consumption.\n\n(As amended, the previous aggregator definition by article 14 of the Regulation to article 16 bis of the Law of the Free Trade Zone Regime No. 7210 regarding distributed energy resources by companies covered by the free trade zone regime and administrative companies of free trade zone parks located outside the Greater Metropolitan Area, approved by executive decree No. 45294 of October 10, 2025)\n\n.\nSelf-Consumption (Autoconsumo): is the use of energy generated by the PDER to supply only its own demand at the same site where it is produced.\n\n.\nElectrochemical Batteries (Baterías Electroquímicas): Device for storing electrical energy through electrostatic interactions (electrolytic double-layer capacitors) or through electromagnetic fields (magnetic superconductors).\n\n.\nElectric/Magnetic Batteries (Baterías Eléctricas/Magnética): storage of electrical energy through electrostatic interactions (electrolytic double-layer capacitors) or through electromagnetic fields (magnetic superconductors).\n\n.\nMobile Loads (Cargas Móviles): are electrical energy storage systems with the capacity to be relocated and interconnected at different points on the grid.\n\n.\nDER Penetration Capacity per Circuit (Capacidad de penetración de DER por circuito): maximum capacity of each electrical circuit of the SEN to accept DERs without them affecting its operation, in accordance with the applicable regulations issued by ARESEP to this effect.\n\n.\nRecharging Centers for EVs (Centros de recarga para VE): Station for supplying or commercializing electrical energy for recharging electric vehicle batteries. It includes the parking space where users can recharge their electric vehicles and at least one connector for electrical energy recharging.\n\n.\nCHAdeMO: Charge de Move, System for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-23:2017 or its current version.\n\n.\nCCS1 Combo 1: Combined Charging System for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-23:2017 or its current version.\n\n.\nHydrogen Fuel Cells (Celdas de combustible de hidrógeno): assembly of a self-contained fuel cell used for stationary electricity generation at a specific location, according to standard INTE/ISO 14687:2020 or its current version.\n\n.\nInterconnection Contract (Contrato de interconexión): is the accessory legal instrument signed between the electric company and the PDER, establishing the general and specific conditions under which a DER will interact with the distribution network and its effect on the SEN at the common interconnection point, the commercial and regulatory conditions for access and sale of surplus (excedentes) (including payment of the respective fee). The termination of the interconnection contract or its breach does not affect the validity and enforceability of the electricity supply contract or vice versa; approved by ARESEP.\n\n.\nEnergy Supply Contract (Contrato de suministro de energía): is the principal contract signed between the electric company and the subscriber for the supply of electricity, establishing the conditions, technical and commercial requirements under which the electric service will be provided, as well as the obligations, rights, duties, and penalties to which the parties commit, in strict adherence to current regulations and laws.\n\n.\nElectric Company (Empresa eléctrica): legal entity, concessionaire that provides the electric service in any of its stages: generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\n.\nSurplus (Excedentes): electrical energy generated from renewable energy sources and injected into the electrical distribution grid, once the distributed generator has met its own demand.\n\n.\nFull Net Billing (Facturación Neta completa): Economic compensation mechanism for surplus from PDERs, which gives them the right to sell their surplus to the electric company to which the GDA is interconnected, at a price regulated by ARESEP that avoids inefficient costs in the energy purchases of the electric companies' distribution systems, without constituting an obligation on the part of the electric company to purchase this energy.\n\n.\nGB/T: Standard for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851 23:2017 or its current version.\n\n.\nDistributed Generation for Self-Consumption (Generación distribuida para autoconsumo): set of technologies or equipment necessary for the generation of electrical energy from renewable energy sources used by the distributed generator.\n\n.\nOperator of the National Electric System (Operador del Sistema Eléctrico Nacional, OS): technical unit responsible for directing and coordinating the operation of the National Electric System (SEN) and the National Electricity Market (MEN) to satisfy the country's electrical demand, as well as the coordination and execution of electrical energy transfer at the regional level. In Costa Rica, it is the National Energy Control Center.\n\n.\nMEN: shall be understood as the Electricity Market of Costa Rica or National Electricity Market, the scope in which transactions for the provision of services and the purchase or sale of electricity are carried out through those engaged in the activities of generation, transmission, distribution, and commercialization. This National Electricity Market will be interchangeably referred to as the Wholesale Electricity Market.\n\n.\nSystem Operator (Operador del Sistema): is the entity responsible for the operational planning, dispatch, and real-time operation of the SEN, complying with operational safety criteria and the CCSDs established in national and regional regulation, including the administration and allocation of ancillary services; it is also responsible for coordinating regional energy exchanges and ancillary services of the MER. It currently corresponds to the National Energy Control Center (CENCE)\".\n\n.\nPDER: any individual or legal entity that owns or operates a DER.\n\n.\nSAE-J 1772: Connector protocol for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-1:2017 or its current version.\n\n.\nServices of General Interest (Servicios de interés general): are ancillary or complementary services or economic activities linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy needs of general interest subject to specific public service obligations of a technical, financial, and accounting nature established by ARESEP.\n\n.\nNational Electric System (SEN): Is the power system composed of the following interconnected elements: generation plants, the transmission network, distribution networks, energy storage systems, and users' electrical loads. A set of companies and equipment in the national territory interconnected among themselves and regulated by the set of technical regulations of ARESEP and national technical standards.\n\n.\nDistributed Energy Resources (DER): are modular generation and energy storage technologies, mainly connected to a medium and low voltage network, managed automatically or manually, that can provide electrical capacity, energy, flexibility, or provide ancillary services to the local grid dynamically when needed. These systems can be connected to the local electrical grid or isolated from the grid in autonomous applications. The following are considered distributed energy resources: a) Distributed generation system for self-consumption, b) Energy storage system, c) Electric vehicles, d) Demand response. Including the interconnection or supplementary systems necessary to meet the requirements of the local grid and its demand response, regulated by the set of technical regulations of ARESEP and national technical standards.\n\n.\nDemand Response (Respuesta a la demanda): are deliberate changes in the subscriber's electrical energy consumption, with respect to a usual consumption pattern, in response to price signals or incentives.\n\n.\nElectric Vehicle (Vehículo eléctrico): Any movable asset powered by one hundred percent electric energy or by zero-emission technology and that does not contain a combustion engine, in its version of automobiles, motorcycles, bicycles, minibuses, buses, trains.\n\nCHAPTER II\n\nTHE DISTRIBUTED GENERATION SYSTEM\n\nFOR SMALL-SCALE SELF-CONSUMPTION\n\nArticle 6. Definition: The Small-Scale Distributed Generation System for Self-Consumption is understood as the generation of electricity with renewable sources by the subscriber or PDER on their property, for their self-consumption.\n\nArticle 7. Small-Scale Systems: Small-scale system is defined as all means of distributed generation for self-consumption interconnected with the SEN, with a power less than or equal to 5,000 kilowatts (5 MW), which will be reviewed every 3 years by the MINAE. ARESEP, the OS, and the electric company will establish conditions and requirements according to the interconnection point, size, and impact on the grid, to be officialized by ARESEP.\n\nArticle 8. Operating Modalities: For the application of this regulation, the following GDA modalities will be used:\n\na) Island operation: modality of the GDA system owned by a PDER that, while energized, is not interconnected nor has any interaction with the SEN.\n\nb) Operation without delivery of surplus energy to the grid: modality of distributed generation for self-consumption, in which the distributed generation systems have technological mechanisms to manage surplus at the point of generation and make it impossible to deliver surplus while operating in parallel with the SEN.\n\nc) Operation with delivery of surplus: condition of a GDA system is interconnected with the SEN at a point defined in the interconnection contract, with exchanges of electrical energy.\n\nArticle 9. Responsibilities and obligations of the PDER with a GDA system in non-island operation, in parallel with or without delivery of surplus to the grid. The responsibilities and obligations of the PDER with a GDA system in island operation or in parallel with or without delivery of surplus are the following:\n\na) Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.\n\nb) The design, inspection, and construction of the GDA system must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, authorized to assume professional responsibility for this type of work, and the plans must be duly processed before the CFIA.\n\nc) Ensure the correct final disposal of waste from the energy generation and storage systems, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-S-MINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.\n\nd) Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.\n\ne) Comply with the technical requirements established by the OS.\n\nf) The equipment comprising the GDA systems must comply with the technical and operational specifications provided by the distribution company and the provisions of the OS.\n\ng) Every GDA system must operate and maintain adequate conditions to guarantee human and property safety, as well as that of the SEN.\n\nh) It is the responsibility of the PDER to cover the costs generated by repairs or damages caused by their GDA system to the electrical distribution network, when duly demonstrated by the electric company in accordance with the article of Law 10086.\n\ni) Pay the amounts associated with the rates established by ARESEP for DGA systems.\n\nj) Address the recommendations made by the electric company in compliance with this regulation.\n\nk) Provide the information required by ARESEP for the adequate regulation of services of general interest.\n\nl) Prior to installing the distributed generation system for self-consumption in parallel operation with delivery of surplus, the PDER must obtain authorization from the electric company for its installation, provided that the applicable regulations are satisfied.\n\nm) Temporarily suspend operation when there is non-compliance with conditions that endanger the life and safety of persons.\n\nn) Pay the regulatory fee established for the activity.\n\nArticle 10. Responsibilities and obligations of the electric company when managing GDA interconnection requests according to the modalities established in this chapter:\n\na) Manage the distributed generation for self-consumption activity in compliance with Law 10086 and the provisions of this Regulation, with the aim of safeguarding efficiency, reliability, continuity, and safety of the electric service.\n\nb) Have an ADMS system capable of reliably, safely, and efficiently managing groups of distributed resources, resources that will be regulated through the interconnection contract, according to the technical requirements defined by the OS and the provisions of the RT-ARESEP.\n\nc) Carry out the basic technical study to determine the feasibility of the installation and interconnection of the GDA system within the period established by ARESEP according to the system size.\n\nd) Plan the necessary investments to carry out readjustments to the circuits, in accordance with efficiency criteria and avoiding cross-subsidies, to improve their capacity and performance in line with the distributed energy resources they serve, with the aim of being submitted for ARESEP's assessment in accordance with article 7 subsection a) of Law No. 10086.\n\ne) Define and officialize a public access website for the GDA activity, indicating the technical information necessary for the subscriber or the PDER, including the DER penetration capacity per circuit.\n\nf) Implement on the public access website for the GDA activity the service channels for the PDER for inquiries or complaints.\n\ng) Report semi-annually to the OS the location, technical characteristics, and data of the injection and consumption of the PDER at all metering points of the registered GDA systems, the communication protocols when applicable, and installed capacity of each registered GDA system. Furthermore, supply the corresponding information in real time to the OS when applicable.\n\nh) Inform the PDER monthly of the surplus in the SEN, adhering to the regulatory instrument in force and applicable by ARESEP.\n\ni) Notify the report of the technical studies to the subscriber or the PDER within the duly officialized deadlines.\n\nj) Install, as the case may be, a bidirectional energy meter and/or generation meter as established by ARESEP, in addition to the devices required according to the appropriate technology for metering at the common interconnection point in accordance with the technical characteristics defined in the RT-ARESEP.\n\nk) The electric company shall be responsible for any damage attributable to the physical or remote manipulation of the GDA system during the inspections carried out.\n\nl) Carry out the interconnection of the GDA systems to the electricity grid, prior to compliance with the requirements established in this regulation and the regulatory instruments of ARESEP.\n\nm) Comply with the provisions of article 12 of Law No. 10086, through the Full Net Billing mechanism.\n\nn) Remit to ARESEP, in the periods it defines, all the information required for the adequate regulation of the service.\n\no) Develop the technical and commercial operations that foster the provision of the service in an efficient and quality manner, so that the actions managed allow maximizing the benefit of users.\n\nCHAPTER III\n\nTHE ENERGY STORAGE SYSTEM (SAE)\n\nArticle 11. Energy Storage System (SAE): This system comprises the methods for storing and conserving energy in technological devices specially designed for this purpose, to be used as needed by the PDER.\n\nArticle 12. Operating Modes. For the application of this regulation, the following operating modes will be used:\n\na) Float operation: A SAE is said to work in float mode when its terminals are kept at a voltage that prevents it from discharging. In this operating mode, the battery downstream of the electrical energy meter is kept on standby for use when the energy it stores is needed.\n\nb) Cycle operation: A SAE is said to work in charge and discharge cycles continuously and in a scheduled manner.\n\nArticle 13. Usage Modes. For the application of this regulation, the following usage modes will be used:\n\na) Arbitrage: Takes advantage of the technical and economic conditions of the market and storage capacity to provide energy according to the cost of electricity or time-of-use rates.\n\nb) Self-start: also known as black start or emergency start, is the process of restoring the operation of the PDER's infrastructure after a collapse of the SEN. This operation is subject to the needs of the SEN and compliance with the technical requirements established by the OS and the RT-ARESEP.\n\nc) Increase the use of renewable energies: to store energy and dispatch it according to the PDER's needs.\n\nd) Reduction of demand charges: its purpose is to reduce peaks in electricity demand and achieve greater efficiency in the use of infrastructure and energy resources.\n\ne) Voltage and frequency regulator: for the purpose of supplying stable voltage and frequency and thus protecting electrical equipment within the PDER infrastructure. This operation is subject to the needs of the SEN and compliance with the technical requirements established by the OS and the RT-ARESEP.\n\nf) Electrical backup: its purpose is to guarantee the uninterrupted supply of electrical power to a home, business, industry, or office (PDER infrastructure).\n\ng) Other modes of use that are not contrary to Law 10.086, this regulation, and the technical standards of ARESEP\n\nArticle 14. Responsibilities and obligations of the PDER with an SAE operating in island mode or in parallel without delivery of surplus energy to the SEN. The responsibilities and obligations of the PDER with an SAE system operating in island mode or in parallel without delivery of surplus energy to the SEN are the following:\n\na) Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.\n\nb) Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.\n\nc) The design, inspection, and installation of the SAE must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, duly authorized to assume professional responsibility for this type of work; and the plans must be duly processed before the CFIA.\n\nd) Carry out the correct final disposal of waste from the generation and energy storage systems, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-S-MINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.\n\ne) Comply with the technical requirements established by the OS.\n\nf) The equipment that makes up the SAE systems must comply with the technical and operational specifications set forth in the RT-ARESEP and what the OS mandates.\n\ng) Every SAE system must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as not negatively affect the operation of the SEN.\n\nh) It is the responsibility of the PDER to bear the costs generated by repairs or damages caused by their SAE system when interconnected to the SEN.\n\ni) Pay the fees established by ARESEP to interconnect the SAE.\n\nj) Address the recommendations made by the electric utility in compliance with this regulation.\n\nk) Comply with the quality, safety, and reliability conditions determined by ARESEP in compliance with Law 10086.\n\nl) Temporarily suspend the operation of the SAE when there is a breach of the conditions that put the life and safety of persons at risk.\n\nm) Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.\n\nCHAPTER IV\n\nELECTRIC VEHICLES\n\nArticle 15. Definition: For the application of this regulation, electric vehicles shall be understood as all movable goods powered by one hundred percent electric energy or by a zero-emission technology and that do not contain a combustion engine, in their version of automobiles, motorcycles, bicycles, microbuses, buses, trains.\n\nArticle 16. Technologies to be used. For the application of this regulation, the following technologies will be used:\n\na) Electrochemical batteries, considering the following types:\n\na. Lead-acid (PB-acid): life cycle between 500 and 800 charge-discharge cycles, density of 30-40 Wh/Kg\n\nb. Nickel-cadmium (NiCd): life cycle between 1500 and 2000 charges and discharges, density of 40-60 Wh/Kg\n\nc. Nickel-metal hydride (NiMH): life cycle between 300 and 500 charge and discharge cycles, density of 30-80 Wh/Kg\n\nd. Lithium-ion (LiCoO2): life cycle between 400 and 1200 charges and discharges, density of 100-250 Wh/Kg\n\ne. Lithium-ion with LiFePO4 cathode: life cycle greater than 2000 charges and discharges, density of 90-100 Wh/Kg\n\nf. Lithium polymer (LiPo): life cycle below 1000 charges and discharges, energy density of 300 Wh/Kg.\n\ng. Any other electrochemical battery technology that is not contrary to Law 10086 and this regulation.\n\nb) Electric/Magnetic Batteries\n\nc) Hydrogen fuel cells\n\nd) EV Recharge Centers, considering the following types:\n\na. Conventional recharge: the user of an electric vehicle connects to a public charging station, chooses the recharge time, and the payment method.\n\nb. Plug and Charge: the user of an EV connects to a public charging station without performing any additional steps. The control system is responsible for identifying the vehicle and allowing payment automatically through an encrypted protocol that guarantees security, without the need to use any credit or membership card, complying with ISO15118 in its current version.\n\nc. Bidirectional smart charging: allows the flow of energy from the grid to the EV to proceed with its recharge; and in the opposite direction, from the EV to the grid, for its replenishment.\n\nd. Induction recharge: Recharging an EV using static inductive recharging, without the need to connect it via a cable.\n\ne. Any other electrochemical battery technology after assessment and approval by MINAE.\n\nArticle 17. Modes of recharging electric vehicles. For the application of this regulation, the IRVE may use the following EV recharging modes.\n\na) Slow Charge (L1): Connection of the EV to an IRVE system consisting of standardised electrical outlets at the national level, in compliance with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC, of up to 16 A and up to 250 V single-phase alternating current or 480 V three-phase alternating current.\n\nb) Semi-Fast Charge (L2): Connection of the EV to an IRVE system, either in a three-phase configuration at 480 volts, 125 amps in AC, or another voltage level permitted by ARESEP (208, 240 in delta, etc.). The connection to the vehicle shall be made via an SAE J-1772 type connector or another private protocol from a manufacturer, with prior authorization from MINAE through the updating of its respective national standard.\n\nc) Fast Charge (L3): Connection of the EV to an IRVE system, either in a three-phase configuration at 480 volts, 125 amps in AC, or another voltage level permitted by ARESEP (208, 240 in delta, etc.). The connection to the vehicle shall be made via a CCS combo type 1, CHAdeMO, or GB/T connector in DC, or another private protocol from a manufacturer, with prior authorization from MINAE through the updating of its respective national standard.\n\nArticle 18. Modes of operation. For the application of this regulation, the following modes of operation will be used:\n\na) Grid to EV: mode of operation in which the electrical energy stored in the batteries or cells of an EV can be transmitted to the electrical grid of a PDER's infrastructure by the driver of an EV through an IRVE system, when it is connected to the grid at times when it is not being used for transport.\n\nb) EV to grid: mode of operation in which the electrical energy stored in the batteries or cells of an EV can be transmitted to the electrical grid of a PDER's infrastructure through an IRVE system, when it is connected to the grid at times when it is not being used for transport.\n\nc) Grid service: The SAE can be part of a smart grid.\n\nArticle 19. Responsibilities and obligations of the PDER who owns or operates an EV or owns an IRVE for their own use. The responsibilities and obligations of the PDER who owns or operates an EV, or owns an IRVE operating in island mode or in parallel without delivery of surplus energy to the SEN for their own use, shall be the following:\n\na) Every IRVE system owned by a PDER for use with an EV must ensure that the electrical installation complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.\n\nb) The design, inspection, and construction of the IRVE system owned by a PDER must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, duly authorized to assume professional responsibility for this type of work, and the plans must be duly processed before the CFIA.\n\nc) All components, materials, and accessories of the IRVE must be listed and in accordance with the specifications of the manufacturer, designer, and verified by the professional duly registered with the CFIA who is responsible and authorized to assume professional responsibility for this type of construction and installation work.\n\nd) Carry out the correct final disposal of waste from the IRVE systems owned by a PDER, as well as from the EVs owned by a PDER, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-SMINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.\n\ne) Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.\n\nf) The equipment that makes up the IRVE systems owned by a PDER must comply with the technical and operational specifications set forth in the RTARESEP.\n\ng) Every EV and every IRVE owned by a PDER must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as the SEN.\n\nh) It is the responsibility of the owner of an EV using a public IRVE to bear the costs generated by repairs or damages caused by their EV to said IRVE, when duly demonstrated by the owner or operator of the public IRVE.\n\ni) Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.\n\nj) Temporarily suspend the operation of an IRVE owned by a PDER when there is a breach of the conditions that put the life and safety of persons at risk.\n\nk) In the case of having EV-to-grid operation, it must comply with everything established in Chapter III on the SAE of this regulation.\n\nCHAPTER V\n\nDEMAND RESPONSE\n\nArticle 20. Definition: For the purposes of this regulation, demand response is understood as the deliberate changes in the electric energy consumption of the subscriber, with respect to a usual consumption pattern, in response to price signals or incentives.\n\nArticle 21. Modes of operation. For the application of this regulation, the following modes of demand response will be used:\n\na) Explicit Demand Response: (also called \"incentive-based\"), subscribers or PDERs receive economic benefits with their consumption flexibility, either on their own account or through an aggregator, which may be a third party, or the distribution system operator of the subscriber's electric utility.\n\nb) Implicit Demand Response: (also called \"price-based\"), subscribers react to the current tariffs.\n\nArticle 22. Modes of use. For the application of this regulation, the following modes of use will be used:\n\na) Coordination for interaction with high-power loads: Through the use of smart grid systems, the distribution system operator of the electric utility can interact with large consumers by connecting or disconnecting their high-power loads, favoring the final cost of energy to the end user, and generating an economic incentive for the subscriber with the affected load.\n\nb) Load shedding: When the electrical generation and transmission systems fail to meet demand, in order to preserve grid stability, instantaneous consumption must be reduced in some way, either by disconnecting some devices or reducing the supply voltage, in order to prevent uncontrolled disruptions of supply such as extended system blackouts or damage to electrical appliances. Electric utilities can carry out load shedding, either by cutting service to specific areas (rationing rotation) or through technical and economic agreements with large consumers for them to turn off equipment during conditions of insufficient generation resources to meet demand (interruptibility).\n\nc) Economic demand response: This consists of favoring subscribers who reduce their consumption when it is most convenient for them or when the economic performance they obtain from that electricity does not compensate for the price they pay for it.\n\nd) Use of mobile loads: To preserve service continuity, energy can be taken from mobile loads connected to the grid, in order to avoid failures in the SEN or in the PDER's electrical infrastructure.\n\ne) Time-of-use tariffs: A measure that establishes billing bands according to the time of day; the price of the energy and/or power consumed varies depending on the time of day it is consumed.\n\nf) Any other mode that incentivizes the country's economic development and the electrification of industry, without jeopardizing the operation of the SEN nor contravening the regulations established by ARESEP or the technical guidelines of the OS, and that are not contrary to Law 10086 and its regulation.\n\nArticle 23. Applicable technologies For the application of this regulation, the following applicable technologies for demand response in the residential, commercial, and industrial consumption sectors will be used:\n\na) Smart meters: equipment capable of recording subscriber consumption and performing remote reading, at intervals whose resolution is at least that of the MEN or the programs intended to be launched (totalized in periods or directly the hourly load curve). Additionally, systems incorporating remote disconnection and reconnection, as well as automatic disconnection actuators in case of improper handling of the equipment, detection of energy theft, or other modes that promote efficiency in grid operation, are preferably included.\n\nb) Verification technologies for changes in subscriber consumption behavior: For demand response cases, it is necessary to verify the subscriber's correct fulfillment of the contract for a change (increase/decrease) in power in response to a sent signal. This requires standardized models for estimating the baseline curve, that is, the subscriber's behavior if no signal were received, which is compared with the actual curve recorded during the signal activation period.\n\nc) Smart electronic devices: Equipment that has operational and interactive flexibility that can be controlled remotely by the user, aggregator, an authorized third party, or the electric utility.\n\nd) Communication systems: equipment, networks, and systems required to establish bidirectional communication between the DERs and the electric utilities' ADMS systems.\n\ne) Any other technology that incentivizes the country's economic development and the electrification of industry, without jeopardizing the operation of the SEN nor contravening the regulations established by ARESEP or the technical guidelines of the OS.\n\nArticle 24. Responsibilities and obligations of the PDER using any Demand Response mode that interacts with the SEN The responsibilities and obligations of the PDER using any Demand Response mode that interacts with the SEN are the following:\n\na) Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its final version.\n\nb) Comply with the technical requirements established by the OS.\n\nc) Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.\n\nd) Every system must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as the SEN.\n\ne) Bear the costs generated by repairs or damages caused to the grid of the electric utility where it is interconnected.\n\nf) Address the recommendations made by the electric utility in compliance with this regulation.\n\ng) Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.\n\nh) Temporarily suspend the use of the technology applied for demand response when a high risk or imminent danger to the life and safety of persons is detected.\n\nCHAPTER VI\n\nCONTRACT, PROCEDURE, AND GROUNDS FOR REJECTION\n\nArticle 25. Interconnection contract and supply contract. The contract that establishes the general and specific conditions defined by ARESEP and the OS, under which a DER will interact with the SEN at the common interconnection point.\n\nArticle 26. Procedure for signing the Interconnection contract. The procedure for signing and connection shall be as follows:\n\na) The Interconnection Contract must be signed by both parties and must comply with the requirements and deadlines defined by ARESEP.\n\nb) Once the interconnection contract is signed, the electric utility will have a deadline defined by ARESEP for interconnection to the electrical distribution grid, depending on the corresponding DER.\n\nArticle 27. Grounds for rejection, suspension, interruption, and disconnection. The electric utility may reject, suspend, interrupt, or disconnect the DER, for the causes established in the interconnection contract and the following situations:\n\na) Inconsistencies or errors in the technical information that must be submitted to the electric utility.\n\nb) Inconsistencies between the grid availability request and the calculation reports or single-line diagrams according to the type of DER.\n\nc) For faults in the distribution grid caused by the DER and proven by the electric utility.\n\nd) For the PDER's non-compliance with the provisions of this regulation, the RT-ARESEP, and the clauses contained in the electrical supply contract and/or the interconnection contract.\n\ne) For the PDER's non-compliance with the technical requirements established by the OS and the distribution utility.\n\nf) For not allowing the access required for inspections in accordance with the provisions of Article 14 of the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources No. 10086.\n\ng) At the request of the PDER.\n\nh) Upon corroboration by the electric utility of the sale of electrical energy by a PDER to third parties other than the electric utility where it is interconnected. In this case, what corresponds according to the regulations shall apply.\n\nCHAPTER VII\n\nNON-COMPLIANCE\n\nArticle 28. Sanction and non-compliance: Subscribers, distributed generators, individuals or legal entities that own or operate DERs, electric utilities, and other SEN participants related to the access, installation, connection, interaction, and control of distributed energy resources, who breach this regulation, shall be sanctioned with a fine by ARESEP, complying with the administrative procedure provided for in Law 6227, General Public Administration Law, of May 2, 1978, in the amount of five to twenty base salaries in accordance with Article 2 of Law 7337, of May 5, 1993.\n\nCHAPTER VIII\n\nDEROGATIONS\n\nArticle 29: Executive Decree No. 39220-MINAE, called \"Regulation for Distributed Generation for Self-Consumption with Renewable Sources Simple Net Metering Contracting Model\" of September 14, 2015, published in La Gaceta No. 196 of October 8, 2015, is hereby repealed in its entirety.\n\nSingle Transitional Provision: From the entry into force of this regulation, PDERs with current contracts who sign a new contract with the distribution utilities will have a period of 3 months to comply with the new conditions established in Law 10086 and the Regulation.\n\nArticle 30: It shall become effective upon its publication in the Official Newspaper La Gaceta.\n\nGiven at the Presidency of the Republic. - San José, on the twentieth of January, two thousand twenty-three." }