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  "citation": "La Gaceta N° 44 (Alcance 38), 09/03/2023",
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  "title_es": "Fijación de la tarifa T-BE para centros de recarga de autobuses eléctricos",
  "title_en": "Setting the T-BE rate for electric bus charging centers",
  "summary_es": "La Intendencia de Energía de la ARESEP fija, mediante la resolución RE-0021-IE-2023, la tarifa promocional T-BE aplicable al suministro de energía eléctrica para centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos. La tarifa se establece en 53,41 colones por kWh, con carácter promocional, para incentivar la introducción de autobuses eléctricos en cumplimiento de la Ley 9518 y los planes nacionales de descarbonización y transporte eléctrico. Se revisará en dos años cuando se cuente con información estadística suficiente. La metodología se basa en tarifas nocturnas de media tensión, un factor de utilización del 42% y un ponderador por kilometraje de rutas. Esta resolución deroga la anterior RE-0112-IE-2020 y entra en vigor a partir del día siguiente de su publicación en La Gaceta.",
  "summary_en": "The Energy Intendancy of ARESEP sets, through resolution RE-0021-IE-2023, the promotional electricity rate (T-BE) for electric bus charging centers at 53.41 colones per kWh. The rate aims to incentivize the introduction of electric buses, in compliance with Law 9518 and national decarbonization and electric transportation plans. It will be reviewed in two years once sufficient statistical data is available. The methodology uses nighttime medium-voltage rates, a 42% utilization factor, and a weighting based on route mileage. This resolution repeals the previous RE-0112-IE-2020 and takes effect the day after its publication in the Official Gazette.",
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  "excerpt_es": "Fijar la tarifa aplicable en los centros de recarga rápida para vehículos eléctricos (T-BE) por tiempo de uso como se detalla:\n\nTarifa T-BE: Tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos — ¢53,41 (₵/kWh)\n\nDerogar la resolución RE-0112-IE-2020 publicada el 11 de noviembre de 2020 en el Alcance Digital No.299 a La Gaceta No.270 sobre la fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos.",
  "excerpt_en": "Set the applicable rate at fast charging centers for electric vehicles (T-BE) by time of use as detailed:\n\nT-BE Rate: Promotional rate for the supply of electric energy associated with and dedicated to electric bus depot charging centers — ¢53.41 (₵/kWh)\n\nRepeal resolution RE-0112-IE-2020 published on November 11, 2020, in Digital Supplement No. 299 to La Gaceta No. 270 regarding the ex officio setting of the promotional rate for the supply of electric energy associated with and dedicated to electric bus depot charging centers.",
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    "summary_es": "Se fija la tarifa T-BE en 53,41 colones por kWh y se deroga la resolución anterior RE-0112-IE-2020."
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      "quote_es": "La tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización."
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  "body_es_text": "en la totalidad del texto\n\n                    -\n\n                        Texto Completo Norma 0021\n\n                        Fija la tarifa aplicable en los centros de recarga rápida para vehículos\neléctricos (T-BE) por tiempo de uso\n\nAUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nINTENDENCIA DE\nENERGÍA RE-0021-IE-2023\n\nSAN JOSÉ, A\nLAS 11:54 HORAS DEL 6 DE MARZO DE 2023\n\nFIJACIÓN\nDE OFICIO DE LA TARIFA PROMOCIONAL\nPARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA\nELÉCTRICA ASOCIADO Y DEDICADO A LOS CENTROS\nDE RECARGA EN PLANTEL PARA AUTOBUSES\nELÉCTRICOS.\n\nET-114-2022\nRESULTANDO:\n\nI. Que el 27 de julio de 2015, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la \"Metodología Tarifaria\nOrdinaria para el Servicio de Distribución de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y\nCooperativas de Electrificación Rural\", mediante la resolución RJD-139-2015, la cual fue publicada\nen el Alcance Digital No. 63 a La Gaceta No. 154 del 10 de agosto de 2015.\n\n            II. Que el 6 de febrero de 2018 entró en vigor la Ley 9518 de Incentivos y Promoción\npara el Transporte Eléctrico, publicada en el Alcance Digital No. 26 a La Gaceta No. 22.\n\n            III. Que el 20 de febrero de 2019, se promulga\nel Decreto Ejecutivo No. 41561-MP- MINAE sobre Declaratoria de Interés Público\ny Nacional del \"Plan de Descarbonización Compromiso del Gobierno del Bicentenario\", publicado\nen el Alcance Digital No. 40 a La Gaceta No. 36.\n\n            IV. Que el 29 de agosto de 2019 se publica el Plan Nacional de Transporte Eléctrico\n2018-2030 en el Alcance Digital No. 192 a La Gaceta No. 162. Este plan fue modificado posteriormente\nsegún consta en la versión del 20 de febrero de 2020, disponible en la página de la Secretaría de\nPlanificación del Subsector Energía (SEPSE)1, en el cual se incluyó la acción 3.1.2.2 relacionada\ncon el establecimiento de alianzas entre las distribuidoras de electricidad y los operadores de\nautobús para la construcción de la infraestructura de recarga y la acción 3.1.9.1 correspondiente a\nla determinación de la tarifa eléctrica monómica promocional para la recarga de los autobuses en\nplantel.\n\n 1 Disponible en https://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf\n\nV. Que el 5 de noviembre de 2020, mediante la resolución RE-0112-IE-2020 la Aresep estableció por\nprimera vez la fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos, la cual fue\npublicada el 11 de noviembre de 2020 en La Gaceta 270 en el Alcance 299.\n\n            VI. Que el 15 de diciembre de 2022, mediante\nla resolución RE-0088-IE-2022 la Aresep realizó\nla fijación anual correspondiente a la aplicación de la metodología del Costo Variable\nde Generación (CVG), la cual fue publicada\nel 20 de diciembre de 2022\nen La Gaceta 276 en el Alcance 276.\n\n            VII. Que el 22 de diciembre de 2022, la IE formalizó el informe IN-0176-IE-2022 para la\npropuesta fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.\n\n            VIII. Que mediante\nel oficio OF-1105-IE-2022 del 23 de diciembre de 2023 la IE solicitó\nla apertura de expediente tarifario\npara dar seguimiento a la propuesta en el informe IN-0176-IE-2022.\n\n            IX. Que el 23 de diciembre de 2023 el Departamento de Gestión Documental de Aresep\napertura el expediente tarifario ET-114-2022 para registrar actividad de la para la propuesta\nfijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y\ndedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.\n\n            X. Que el 9 de febrero de 2023 se realizó la Audiencia\nPública de forma virtual y transmitida por medio de la plataforma\nZoom, para la propuesta contenida\nen el informe IN-0176-IE-2022\n\n            XI. Que el 16 de enero de 2023 la Dirección General\nde Atención al Usuario (DGAU)\nemitió el informe\nIN-0091-DGAU-2023 que contiene\ndetalle de las oposiciones y coadyuvancias presentadas durante\nel proceso de Audiencia Pública\ndel ET-0114-2022.\n\n            XII. Que el 3 de marzo de 2023, mediante\nel informe técnico\nIN-0041-IE-2023, la IE analizó\nla presente gestión y recomendó, entre\notras cosas, fijar, a partir de su publicación en Gaceta, la tarifa\naplicable en los centros\nde recarga rápida para vehículos\neléctricos (T-BE) por tiempo de uso.\n(corre agregado a los autos)\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que el informe\ntécnico IN-0041-IE-2023, citado y que sirve de base para la presente resolución, conviene\nextraer lo siguiente:\n\n            [.]\n\nII. PROCEDIMIENTO DE\nCÁLCULO PARA LA\nTARIFA EN CENTROS DE RECARGA EN PLANTEL PARA\nAUTOBUSES ELÉCTRICOS\n\nEl Sistema Eléctrico\nNacional (SEN) enfrenta\nun proceso de transformación profundo, influencia por el impacto\nde tecnologías disruptivas, como es el caso de la generación distribuida, almacenamiento de energía,\nredes inteligentes, movilidad\neléctrica, internet\nde las cosas, entre otras.  \n\nEn ese contexto se requiere contar con un marco regulatorio flexible, capaz de adaptarse de manera\noportuna a los cambios inducidos por este proceso de innovación tecnológica, que sea consistente con\nla política pública desarrollada en torno a la implementación de los objetivos de desarrollo\nsostenible de la Agenda 2030 y el Plan Nacional de Descarbonización 2018-2050 dictado por el Poder\nEjecutivo, instrumento relacionado con el Plan Nacional de Desarrollo e Inversiones Públicas\n(2018-2022).\n\nConsiderando las disposiciones establecidas en la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el\nTransporte Eléctrico y las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030, así como el\ntercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030, la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos (Aresep), en el ejercicio de sus competencias, presenta el\nprocedimiento de cálculo y fijación por primera vez de la tarifa especial para el suministro de\nenergía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.\n\nSiendo que la definición de esta tarifa tiene por objetivo incentivar\nla introducción de autobuses\neléctricos, y considerando que el Plan Nacional\nde Transporte Eléctrico establece como una de las acciones\nel establecimiento de una tarifa monómica y promocional para los centros de recarga para autobuses\n(Acción 3.1.9.1 del Objetivo Estratégico\n3), se propone una tarifa\ninicial única para todo el país.\n\nAl respecto, teniendo en consideración que la metodología tarifaria correspondiente al servicio de\ndistribución de energía eléctrica, según la resolución RJD-139-2015, no determina la estructura\ntarifaria, el cálculo requerido para la aplicación por primera vez de  esta  tarifa  promocional,\n así  como  su  incorporación  en  las  correspondientes estructuras tarifarias se realiza con\nfundamento en criterios técnicos y de conformidad con lo establecido en la Ley 7593 y sus reformas.\n\nConsecuentemente, con el objetivo de definir una señal de precio, que incentive la introducción de\nautobuses eléctricos, se procede a detallar el siguiente procedimiento de cálculo para la definición\nde la tarifa especial para suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de\nrecarga en plantel para autobuses eléctricos, que implica ajustar la estructura tarifaria vigente de\ntodas las empresas eléctricas que brindan el servicio de distribución y comercialización.\n\n \n\n1.    Consideraciones:\n\n i.         \nLos centros\nde recarga requieren\ninfraestructura de media tensión dada la demanda\nde potencia requerida.\n\nii.         \nLos centros\nde recarga adquiridos serán de potencias\niguales o superiores a 100 kW.\n\n            iii.          Los costos de inversión en infraestructura para readecuación de la red\nserán priorizados por las empresas eléctricas e incorporados en sus planes de inversión, mientras\nque la infraestructura de recarga en plantel se podrá ejecutar mediante alianzas entre las empresas\neléctricas y los operadores de autobús, de acuerdo con lo dispuesto en el Eje 5 del Plan Nacional de\nEnergía 2015-2030 y el resultado 3.1.2 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.\n\niv.          La Ley de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico No. 9518, en su artículo\n26, establece como prioridad nacional la utilización de la energía eléctrica renovable en el\ntransporte público nacional acorde al Plan Nacional de Transporte Eléctrico.\n\nv.          El Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 establece en su acción 3.1.9.1 la\ndefinición de una tarifa monómica y promocional para la recarga del transporte público modalidad\nautobús en ruta regular.\n\nvi.          La tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial\nLa Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de\nimplementación para determinar la periodicidad de su actualización. Con base en los datos que se\ngeneren, se podrá valorar la tarifa y su estructura.\n\n            2.    Premisas:\n\n            i.         \nSe considera\nuna potencia constante\nde 100 kW disponible en los centros de recarga en plantel.\n\n            ii.         \nSe utilizan\nlas tarifas nocturnas de media tensión como base de partida para el cálculo\nde la tarifa en centros de recarga.\n\n            iii.          Se considera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual\nrepresenta un factor de utilización del 42%, que se tomará de partida para ajustar la tarifa hacia\nuna señal de precio ajustada al objetivo de la política pública, lo cual brinda una señal de precio\npara contribuir con la penetración de esta tecnología en el país.\n\n            Se espera que la utilización de la infraestructura de recarga se dé en período nocturno,\nconsiderando que la mayor parte de esquemas operativos de transporte público modalidad autobús\ncontemplan horarios entre las 4 a.m. y las 11 p.m., además cerca del 60% de la flota autorizada\nsirve a rutas dentro del Gran Área Metropolitana (GAM) y en horas pico prácticamente la totalidad de\nautobuses se encuentra en operación.\n\n            3.    Limitaciones\n\n            No se cuenta con información estadística histórica, pues las empresas de distribución\neléctrica no reportan demanda ni inversiones realizadas sobre esta actividad, a pesar de contar con\nuna tarifa vigente establecida hace dos años por la Aresep por medio de la resolución\nRE-0112-IE-2020.\n\n            4.    Cálculo del factor de utilización\n\n            Se considera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual representa un 42%,\nque se tomará de partida para ajustar la tarifa hacia una señal de precio ajustada al objetivo de la\npolítica pública, lo cual brinda una señal de precio inferior al costo de combustible.\n\n            5.    Tarifas de\nmedia tensión T-MT\n\n            Se utilizarán las tarifas sin CVG (Costo Variable de Generación). Dicha base fue\nconsiderada, con el objeto de dar una estabilidad de dicho precio en el tiempo y que dicha tarifa no\ndependa de la actualización trimestral de las tarifas de electricidad.\n\nLas tarifas de\nmedia tensión T-MT que se\nencuentran vigentes para el\naño 2023 son:\n\n·     Para el ICE, según la resolución, RE-0010-IE-2022, publicada el día 14 de febrero\ndel 2022 en la Gaceta N°29,\nAlcance N°30.\n\n·     Para la CNFL, según la resolución, RE-0080-IE-2021, publicada el día 17 de diciembre\ndel 2021 en la Gaceta N°243, Alcance\nN°258.\n\n·     Para JASEC, según la resolución, RE-0026-IE-2021, publicada el día 28 de abril del 2021 en la\nGaceta N°81, Alcance N°83.\n\n·     Para ESPH, según la resolución, RE-0077-IE-2021, publicada el día 15 de diciembre\ndel 2021 en la Gaceta N°241, Alcance\nN°255.\n\n·     Para Coopelesca, según la resolución, RE-0072-IE-2021, publicada el día 25 de noviembre del\n2021 en la Gaceta N°228, Alcance N°240.\n\n·     Para Coopeguanacaste, según la resolución, RE-0095-IE-2019, publicada el día 09\nde diciembre del 2019 en\nla Gaceta N°234,\nAlcance N°274.\n\n·     Para Coopesantos, según la resolución, RE-0042-IE-2020, publicada el día 26 de marzo\ndel 2020 en la\nGaceta N°61, Alcance\nN°61.\n\n·     Para Coopealfaro, según la resolución, RE-0040-IE-2019, publicada el día 31 de mayo\ndel 2019 en la Gaceta\nN°101, Alcance N°121.\n\n            A continuación,\nse presenta\nlas tarifas de referencia:\n\n            Adicionalmente se fundamenta la utilización de las tarifas\nde media tensión\nT-MT debido a que esta tarifa está definida por período horario (punta, valle y noche)\ny en 7 de las 8 empresas eléctricas, lo que nos permite considerar la tarifa diseñada\npara la noche con su respectiva energía y potencia,\npartiendo del supuesto\nde que típicamente los autobuses serán cargados en ese horario.\n\n            6.    Demanda de energía estimada\n\n            La demanda de energía por potencia\nse determina considerando una potencia constante de 100 kW, un factor de carga ajustado\nde 42%, considerando un mes de 30\ndías y 10 horas para período nocturno2:\n\n              7.   \nImporte de energía y potencia estimado\n\n            Se\nrealiza el cálculo del importe\nde energía y potencia,\nsegún las tarifas\nvigentes para cada empresa\neléctrica:\n\nCuadro 3 Importe de Energía\n\n \n\n| EMPRESA | Importe de Energía (colones) | Importe de potencia (colones) | Importe total (colones) |\n| --- | --- | --- | --- |\n| ICE | 169 500 | 430 707 | 600 207 |\n| CNFL | 265 375 | 467 149 | 732 524 |\n| JASEC | 219 375 | 454 434 | 673 809 |\n| ESPH | 356 500 | 337 179 | 693 679 |\n| COOPELESCA | 393 875 | - | 393 875 |\n| COOPEGUANACASTE | 832 750 | - | 832 750 |\n| COOPESANTOS | 239 000 | 519 424 | 758 424 |\n| COOPEALFARO |  |  | - |\n\n \n\nFuente: Elaboración propia\n\n \n\n2 De las 20:00 a las 6:00 del siguiente día.\n\n \n\n            8.    Cálculo       de        la         tarifa    en         centros de        recarga \nen        plantel (colones/kWh) por empresa eléctrica.\n\n \n\nPrimeramente, se calcula una tarifa plana por empresa\nsiguiendo la siguiente fórmula:\n\nFuente:\nElaboración propia\n\n              9.   \nCálculo del ponderador de las tarifas\n\nPara determinar una tarifa monómica aplicable a todo el territorio nacional, independientemente del\nárea de concesión de la empresa eléctrica, es necesario obtener un ponderador que refleje la\nimportancia relativa de las tarifas de cada distribuidor.\n\nLa demanda futura de energía y potencia estará directamente relacionada con el kilometraje recorrido\npor los autobuses eléctricos en cada zona de concesión de las empresas eléctricas. Por lo tanto, se\nprocedió a conformar una base de datos con todas las rutas activas del servicio de autobús, con cada\nuno de sus ramales, distancia y cantidad de carreras, así como la flota autorizada, con base en la\ninformación disponible en el expediente RA de cada prestador. A partir de lo anterior, se obtuvo la\ncantidad de kilometraje semanal según el esquema autorizado por el CTP, considerando el porcentaje\nde kilometraje improductivo reconocido en la metodología ordinaria de fijación de tarifas del\nservicio de autobús (RJD-035-2016 y sus reformas)3.\n\n3 10% para rutas cuya distancia\nde viaje sea igual o menor a 25 km. 5% para rutas cuya distancia\nde viaje sea mayor a 25 km.\n\nDe acuerdo con la información de que dispone la Aresep, se asoció la ubicación de los planteles de\nlos operadores de autobús con las zonas de concesión de distribución de electricidad. Para las rutas\nen las que no se contaba con la ubicación geográfica de sus planteles se asumió lo siguiente: i)\npara rutas urbanas (viaje igual o menor a 25 km) el plantel está ubicado en la misma zona de\nconcesión de la ruta, ii) para rutas interurbanas (viaje mayor a 25 km) habría un plantel en el\norigen y otro en el destino del ramal.\n\nPosteriormente, la cantidad de kilómetros de una ruta se distribuyó en partes iguales en las zonas\nde concesión donde estuvieran ubicados los planteles. Por ejemplo, una ruta con un único plantel, el\n100% de su kilometraje se asocia a una única zona de concesión; para una ruta con 2 planteles (en\ndos zonas de concesión distintas), cada zona de concesión tendría asociado el 50% de su kilometraje.\n\nA partir de esta base de datos, se tiene la siguiente distribución del kilometraje semanal por\nempresa eléctrica:\n\n  \n\n|  | Cuadro 5 Ponderador |  |\n| --- | --- | --- |\n| Ponderador |  |  |\n| Empresa |  | Peso |\n| ICE |  | 0,378 |\n| CNFL |  | 0,443 |\n| JASEC |  | 0,074 |\n| ESPH |  | 0,045 |\n| COOPELESCA |  | 0,031 |\n| COOPEGUANACASTE |  | 0,022 |\n| COOPESANTOS |  | 0,006 |\n| COOPEALFARO |  | 0,001 |\n\n Total                                              1,000                \n\n \n\nFuente: Elaboración propia\n\n \n\nTodos estos cálculos\npueden observarse en el Anexo\n1.\n\nEs importante reiterar que tal y como se expuso en párrafos anteriores, el no disponer de\nestadísticas de mercado actuales que incorporen la dinámica del mercado local sobre esta actividad,\nlimita el incorporar otros supuestos a los previamente sustentados en la primera aplicación, por tal\nrazón, para esta oportunidad se considera adecuado mantener el mismo ponderador y las otras\nestadísticas que lo sustentan, ya que, dichas estadísticas usualmente presentan pocas fluctuaciones\no variaciones producto a las variables que miden, como por ejemplo los kilómetros recorridos, rutas\ny ramales de las diferentes líneas autobuseras.\n\n            10.                  \nTarifa T-BE resultante\n\nFinalmente se obtiene la tarifa aplicable al suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado\na los centros de recarga en plantel para autobuses\neléctricos en función de la energía\n(kWh), para ello se realiza el promedio ponderado de las tarifas\nplanas por empresa\ncalculadas (cuadro 4), considerando los pesos relativos\ndel cuadro 5, obteniéndose una tarifa plana T-BE de 53,41 colones/kWh.\n\nSe considera que la venta de energía eléctrica a los operadores de autobuses\neléctricos en centros\nde recarga en plantel será facturada en términos\nde unidad de energía\neléctrica (kWh). Esto debido\na que la recarga de autobuses\neléctricos se considera parte del servicio\npúblico de suministro de energía eléctrica en la etapa de distribución y comercialización.\n\nLa tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta,\ncon el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de\nimplementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización. Con\nbase en la generación de datos asociados al sistema de medición dedicado a la carga de autobuses\neléctricos en plantel, se podrá analizar la magnitud de la tarifa, así como valorar diferenciaciones\npor rangos horarios.\n\n \n\n[.]\n\n \n\n            IV. CONCLUSIONES\n\n            1.     La tarifa propuesta buscar crear condiciones que incentiven la incorporación\npaulatina de autobuses eléctricos, para esta oportunidad presenta una disminución de 3,67\ncolones/kWh\n\n2.     La tarifa propuesta responde a lo señalado en el eje 5 del Plan Nacional de Energía y al\nobjetivo estratégico 3 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico, mientras se genera la información\nestadística requerida para revisarla según las condiciones técnicas y operativas que correspondan.\n\n3.     La revisión tarifaria a futuro estará en función de la información estadística que cuente la\nAresep para proceder con un ajuste tarifario real, eficiente y que refleje de mejor manera la\ndinámica de la actividad. Asimismo, en futuras aplicaciones se podría establecer tarifas horarias\nque permita hacer una adecuada integración  tarifaria que genere las señales para el uso óptimo de\nla energía eléctrica e infraestructura, previendo la determinación de una tarifa horaria punta,\nvalle o noche o alguna otra alternativa.\n\n            4.     El parámetro de factor de utilización será ajustado conforme se cuente con las\nestadísticas de operación relacionadas con el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a\nlos centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos, características técnicas y penetración\nde autobuses eléctricos.\n\n5.     De conformidad con el análisis que antecede,\nla tarifa aplicable\nal suministro de energía eléctrica asociado y dedicado\na los centros de recarga en planteles para autobuses\neléctricos será\nde 53,41 colones por kWh.\n\n \n\n[.]\n\n            II.         \nQue, en cuanto a la audiencia pública, del oficio\nIN-0041-IE-2023 citado, conviene\nextraer lo siguiente:\n\n \n\n[.]\n\n            De acuerdo con el oficio IN-0091-DGAU-2023 del 16 de enero de 2023, correspondiente al\ninforme de oposiciones y coadyuvancias y el acta de audiencia AC- 0030-DGAU-2023 remitida por la\nDirección General de Atención al Usuario se admitió 1 posición.\n\n            A continuación,\nse procede a resumir la posición presentada y su respectivo\nanálisis:\n\nPosición: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC), cédula\njurídica número 3-007-045087, representada por la señora Rocío Céspedes\nBrenes, cédula de identidad número 01-0687-0503, en su condición\nde representante legal.\n\n            Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito\n(visible a folio 44 y 53).\n\nNotificaciones: Al correo electrónico: gerencia@jasec.go.cr\n\n            Argumento 1: Se solicita que la tarifa\nincluya el costo de operación\nde la red de las empresas distribuidoras.\n\n            JASEC\nindica que:\n\n ·       En dicho comunicado, la ARESEP indica que es una tarifa promocional, por lo que\nse asume\nque\nno incluye historial ni detalle de inversiones.\n\n ·       El cálculo de la tarifa está basado\nen el consumo de un autobús\neléctrico solamente, es decir solo el cobro de energía y potencia,\ny estima que el consumo\nva a ser nocturno.\n\n ·       La tarifa se calcula\nen promedio de todas las empresas\ndistribuidoras, lo cual no es congruente, porque todas las empresas\nbasan sus tarifas en una estructura de costos diferente\npara cada una.\n\n ·       Revisando la metodología, no indica explícitamente que la electrolinera la va a suministrar\nel cliente (el dueño de\nlos buses).\n\nRespuesta:\n\n            Se le indica al opositor que la tarifa aplicable al suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T- BE) es\nconsiderada una tarifa promocional, en cumplimiento con la Ley 9518, la cual indica:\n\n            Artículo 1 Objetivo\n\nLa presente ley tiene por objeto crear el marco normativo para regular la promoción del transporte\neléctrico en el país y fortalecer las políticas públicas para incentivar su uso dentro del sector\npúblico y en la ciudadanía en general. Esta ley regula la organización administrativa pública\nvinculada al transporte eléctrico,  las  competencias  institucionales  y  su  estímulo,  por  medio\n de exoneraciones,  incentivos  y  políticas  públicas,  en  cumplimiento  de  los compromisos\nadquiridos en los convenios internacionales ratificados por el país y el artículo 50 de la\nConstitución Política.\n\n (.)\n\nArtículo 19 Inversión en infraestructura. La Administración Pública, las empresas públicas y las\nmunicipalidades realizarán la inversión necesaria para aquellas obras de infraestructura dirigidas\nal fortalecimiento y la promoción del transporte eléctrico, tales como centros de recarga, carriles\nexclusivos, parqueos preferenciales para vehículos eléctricos, redes ferroviarias y otros\".\n\nAl respecto, se aclara que la tarifa actual se encuentra en función de una demanda estimada y no\nresponde a una relación de responsabilidad de costos. En este estudio se realiza una actualización\ndel mecanismo seguido durante la primera aplicación (RE- 0112-IE-2020), precisamente porque a la\nfecha ninguna de las empresas eléctricas reportó el proyecto, en el marco de las alianzas público-\nprivadas y los modelos de negocio que deben desarrollar para tales efectos.\n\n            Además, se reitera que, si bien es cierto la implementación de esta tarifa estuvo\nvigente en un periodo de alrededor de dos años, al momento de realizar esta actualización las\nempresas de distribución eléctrica no cuentan con una demanda definida, ni inversiones relacionadas\nsobre esta actividad, según consta las respuestas brindadas por las empresas en atención a la\nconsulta y solicitud de información realizada por la Intendencia de energía el 11 de noviembre de\n2022 a través del oficio OF-0942-IE- 2022.\n\n            Lo anterior limita la posibilidad de contar con estadísticas de mercado actuales que\nsirvan de insumo para análisis más profundos, recálculos tarifarios y ajustes de las variables del\nmodelo utilizado para esta fijación.\n\n            Se espera que a futuro la tarifa\nestará en función\nde la información estadística que cuente la Aresep para proceder\ncon un ajuste tarifario\nreal, eficiente y que refleje de mejor manera la dinámica\nde la actividad y los costos\nasociados a la inversión, operación\ny mantenimiento.\n\n            Argumento 2:\nQue la tarifa se calcule fielmente\ncomo una tarifa T-MT, basada en periodos horarios, potencia y energía.\n\n            JASEC indica que es posible que los primeros buses eléctricos o ya con un grupo grande\nde buses, el dueño pueda ponerlos a cargar durante el día, lo que afectaría el consumo de\nelectricidad en horas de mayor valor para la distribuidora.\n\n            Por ejemplo, el costo medio de compra\nal ICE en los\nperiodos Punta\ny Valle, así como el\npromedio total, son superiores al precio medio de esta tarifa de buses.\n\n            Respuesta:\n\n            En congruencia con la respuesta al argumento\n1 del opositor, es necesario\nreafirmar que la tarifa T-BE es una tarifa promocional que tiene por objetivo\nincentivar la introducción  de  autobuses  eléctricos,  y  considerando\n que  el  Plan  Nacional\n de\n\nTransporte Eléctrico establece como una de las acciones el establecimiento de una tarifa monómica y\npromocional para los centros de recarga para autobuses (Acción 3.1.9.1  del Objetivo Estratégico 3),\nse propone una tarifa inicial única para todo el país. \n\nEs altamente probable que cuando la demande del consumo asociado a esta tarifa incremente, se\nrealizarán recargas en cualquier periodo horaria, sin embargo, de acuerdo con el contexto actual se\nespera que, en el corto y mediano plazo la utilización de la infraestructura de recarga se dé en\nperíodo nocturno, considerando que la mayor parte de esquemas operativos de transporte público\nmodalidad autobús contemplan horarios entre las 4 a.m. y las 11 p.m., además cerca del 60% de la\nflota autorizada sirve a rutas dentro del Gran Área Metropolitana (GAM) y en horas pico\nprácticamente la totalidad de autobuses se encuentra en operación.\n\nSe espera que a futuro la tarifa estará en función de la información estadística, que reflejaría la\ndinámica real de la actividad y que permitiría establecer tarifas horarias que cumplan con el\nobjetivo de brindar señales para el uso óptimo de la energía eléctrica, cuando así se requiera.\n\n            Argumento 3: Indique explícitamente que la tarifa está siendo\nsubsidiada.\n\nEl opositor señala, que en caso de que la tarifa sea aprobada tal como está siendo planteada por\nARESEP, indique explícitamente que la tarifa está siendo subsidiada por todos los demás usuarios, ya\nque la inversión en electrolineras no está siendo contemplada en el cálculo, por lo que sigue siendo\nuna tarifa promocional.\n\nPetitoria:\n\n·       Indicar explícitamente que la tarifa está siendo subsidiada por todos los demás usuarios, ya\nque la inversión en electrolineras no está siendo contemplada en el cálculo, por lo que sigue siendo\nuna tarifa promocional.\n\n            Respuesta:\n\nEn primer lugar, se aclara que la Ley 9518, así como los decretos y reglamentos complementarios, son\nlos que establecen el carácter promocional de esta tarifa, dado que el propósito de la política\npública dictada por el Poder Ejecutivo es crear condiciones favorables para promover el transporte\npúblico eléctrico, en este caso referido a autobuses. En este sentido, se le indica al opositor que\nla tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de\nrecarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) propuesta por Aresep, está basada en la\ndispuesto por medio de resolución RE-0112-IE-2020 de esta Autoridad Reguladora, que, como se indicó\nse sustenta en un cálculo que es consistente con lo establecido en la Ley 9518 \"Incentivos y\nPromoción para el Transporte Eléctrico\", el Decreto Ejecutivo 41092-MINAE-H-MOPT \"Reglamento de\nIncentivos para el Transporte Eléctrico\", el Plan Nacional de Transporte Eléctrico (PNTE) 2018-2023\ny el Plan Nacional de Descarbonización de Costa Rica 2018-2050.\n\nDe manera complementaria, el artículo 19 de la Ley 9518 precisa aún más la participación pública en\nel desarrollo de infraestructura para incentivar y promover el uso de automotores eléctricos,\nseñalando que:\n\nARTÍCULO 19-Inversión en infraestructura. La Administración Pública, las empresas públicas y las\nmunicipalidades realizarán la inversión necesaria para aquellas obras de infraestructura dirigidas\nal fortalecimiento y la promoción del transporte eléctrico, tales como centros de recarga, carriles\nexclusivos, parqueos preferenciales para vehículos eléctricos, redes ferroviarias y otros.\n\nEn consecuencia, del análisis de posiciones presentadas durante el proceso\nde Audiencia Pública, se\nrecomienda dar continuidad con la fijación tarifaria.\n\n [.]\n\nIII.          Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerandos precedentes y en\nel mérito de los autos, lo procedente es, entre otras cosas, fijar, a partir de su publicación en\nGaceta, la tarifa aplicable en los centros de recarga rápida para vehículos eléctricos (T-BE) por\ntiempo de uso; tal y como se dispone.\n\nPOR TANTO\n\nLA INTENDENCIA\nDE ENERGÍA RESUELVE:\n\nI. Fijar la tarifa aplicable\nen los centros de recarga\nrápida para vehículos eléctricos (T-BE)\npor tiempo de uso como se\ndetalla:\n\n  \n\n| Categoría tarifaria | Detalle del cargo | | --- | --- | | Tarifa T-BE Tarifa promocional para el\nsuministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para\nautobuses eléctricos | ¢53,41 (₵/kWh) |\n\nII. Derogar la resolución RE-0112-IE-2020 publicada\nel 11 de noviembre\nde 2020 en el Alcance Digital No.299 a La Gaceta No.270 sobre la fijación\nde oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica\nasociado y dedicado\na los centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos.\n\n            III. Instruir al equipo técnico del proceso de Inteligencia de Negocio para que\nactualice las tarifas de referencia de media tensión en la ecuación que ajusta la tarifa T-BE, cada\nvez que se realiza un ajuste extraordinario a las tarifas del servicio de distribución eléctrica por\najuste en las tarifas de generación y/o transmisión del ICE y establecer la actualización del resto\nde parámetros para un periodo no mayor a 5 años.\n\nIV. Señalar como respuesta a las posiciones interpuestas, lo externado en el \"Considerando II\" de\nesta resolución, así como agradecer a los participantes de la audiencia pública por sus aportes.\n\nV.  Los precios rigen a partir del día siguiente\nde su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.\n\nEn cumplimiento de lo que ordenan\nlos artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP) se informa\nque contra esta resolución pueden interponerse los recursos\nordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión.\nLos recursos ordinarios podrán interponerse ante la Intendencia de Energía,\nde conformidad con los\nartículos 346 y 349 de la LGAP.\n\nDe conformidad con el artículo 346 de la LGPA., los recursos de revocatoria y de apelación\ndeberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente\nal de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos\nseñalados en el artículo 354 de dicha ley.",
  "body_en_text": "in the entirety of the text\n\n                    -\n\n                        Complete Text of Norm 0021\n\n                        Sets the applicable rate at fast-charging centers for electric\nvehicles (T-BE) by time of use\n\nPUBLIC SERVICES\nREGULATORY AUTHORITY\n\nENERGY\nINTENDENCY RE-0021-IE-2023\n\nSAN JOSÉ, AT\n11:54 HOURS ON MARCH 6, 2023\n\nEX OFFICIO SETTING OF THE PROMOTIONAL RATE\nFOR THE SUPPLY OF ELECTRICAL\nENERGY ASSOCIATED WITH AND DEDICATED TO CHARGING\nCENTERS AT THE PREMISES FOR ELECTRIC\nBUSES.\n\nET-114-2022\nWHEREAS:\n\nI. That on July 27, 2015, the Board of Directors of Aresep approved the \"Ordinary Tariff Methodology\nfor the Electricity Distribution Service provided by Public Operators and Rural Electrification\nCooperatives,\" through resolution RJD-139-2015, which was published in Alcance Digital No. 63 to La Gaceta No. 154 of August 10, 2015.\n\n            II. That on February 6, 2018, Law 9518 on Incentives and Promotion\nfor Electric Transport entered into force, published in Alcance Digital No. 26 to La Gaceta No. 22.\n\n            III. That on February 20, 2019, Executive Decree No. 41561-MP-MINAE was enacted regarding the Declaration of Public and National Interest of the \"Decarbonization Plan Commitment of the Bicentennial Government,\" published\nin Alcance Digital No. 40 to La Gaceta No. 36.\n\n            IV. That on August 29, 2019, the National Electric Transport Plan\n2018-2030 was published in Alcance Digital No. 192 to La Gaceta No. 162. This plan was subsequently modified\nas recorded in the version of February 20, 2020, available on the page of the Secretariat of\nPlanning for the Energy Subsector (SEPSE)1, which included action 3.1.2.2 related\nto establishing partnerships between electricity distributors and bus\noperators for the construction of charging infrastructure and action 3.1.9.1 corresponding to\nthe determination of the monomic promotional electricity rate for charging buses at\nthe premises.\n\n 1 Available at https://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf\n\nV. That on November 5, 2020, through resolution RE-0112-IE-2020, Aresep established for the\nfirst time the ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to charging centers at the premises for electric buses, which was\npublished on November 11, 2020, in La Gaceta 270 in Alcance 299.\n\n            VI. That on December 15, 2022, through\nresolution RE-0088-IE-2022, Aresep carried out\nthe annual setting corresponding to the application of the Variable Generation Cost (CVG) methodology, which was published\non December 20, 2022,\nin La Gaceta 276 in Alcance 276.\n\n            VII. That on December 22, 2022, the IE formalized report IN-0176-IE-2022 for the\nproposed ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to charging centers at the premises for electric buses.\n\n            VIII. That through\nofficial communication OF-1105-IE-2022 of December 23, 2023, the IE requested\nthe opening of a tariff dossier\nto follow up on the proposal in report IN-0176-IE-2022.\n\n            IX. That on December 23, 2023, the Document Management Department of Aresep\nopened tariff dossier ET-114-2022 to record activity for the proposal\nfor the ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and\ndedicated to charging centers at the premises for electric buses.\n\n            X. That on February 9, 2023, the Public\nHearing was held virtually and broadcast via the Zoom\nplatform, for the proposal contained\nin report IN-0176-IE-2022.\n\n            XI. That on January 16, 2023, the General Directorate\nof User Attention (DGAU)\nissued report\nIN-0091-DGAU-2023 containing\na detail of the oppositions and coadyuvancies filed during\nthe Public Hearing process\nof ET-0114-2022.\n\n            XII. That on March 3, 2023, through\ntechnical report\nIN-0041-IE-2023, the IE analyzed\nthis matter and recommended, among\nother things, to set, upon its publication in La Gaceta, the rate\napplicable at fast-charging\ncenters for electric\nvehicles (T-BE) by time of use.\n(added to the record)\n\nCONSIDERING:\n\nI. That from the technical\nreport IN-0041-IE-2023, cited and serving as the basis for this resolution, it is appropriate\nto extract the following:\n\n            [.]\n\nII. CALCULATION PROCEDURE FOR THE\nRATE AT CHARGING CENTERS AT THE PREMISES FOR\nELECTRIC BUSES\n\nThe National Electric\nSystem (SEN) is facing\na profound transformation process, influenced by the impact\nof disruptive technologies, such as distributed generation, energy storage,\nsmart grids, electric\nmobility, the internet\nof things, among others.\n\nIn this context, it is necessary to have a flexible regulatory framework, capable of adapting in a timely\nmanner to the changes induced by this process of technological innovation, which is consistent with\nthe public policy developed around the implementation of the sustainable development\nobjectives of the 2030 Agenda and the National Decarbonization Plan 2018-2050 issued by the Executive\nBranch, an instrument related to the National Development and Public Investment Plan\n(2018-2022).\n\nConsidering the provisions established in Law 9518 on Incentives and Promotion for\nElectric Transport and the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030, as well as the\nthird strategic objective of the National Electric Transport Plan 2018-2030, the Public Services\nRegulatory Authority (Aresep), in the exercise of its powers, presents the\ncalculation procedure and first-time setting of the special rate for the supply of\nelectrical energy associated with and dedicated to charging centers at the premises for electric buses.\n\nGiven that the definition of this rate aims to incentivize\nthe introduction of electric\nbuses, and considering that the National\nElectric Transport Plan establishes as one of the actions\nthe establishment of a monomic and promotional rate for charging centers for buses\n(Action 3.1.9.1 of Strategic\nObjective 3), a single initial rate is proposed for the entire country.\n\nIn this regard, taking into consideration that the tariff methodology corresponding to the electricity\ndistribution service, according to resolution RJD-139-2015, does not determine the tariff\nstructure, the calculation required for the first-time application of this promotional rate,\nas well as its incorporation into the\ncorresponding tariff structures, is carried out based\non technical criteria and in accordance with the provisions of Law 7593 and its amendments.\n\nConsequently, with the aim of defining a price signal that incentivizes the introduction of\nelectric buses, the following calculation procedure is detailed for the definition\nof the special rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to\ncharging centers at the premises for electric buses, which implies adjusting the current tariff structure of\nall electric companies providing the distribution and commercialization service.\n\n\n1.    Considerations:\n\n i.          \nThe charging\ncenters require\nmedium-voltage infrastructure given the power\ndemand required.\n\nii.          \nThe charging\ncenters acquired will have capacities\nequal to or greater than 100 kW.\n\n            iii.          The investment costs in infrastructure for network adaptation\nwill be prioritized by the electric companies and incorporated into their investment plans, while\nthe charging infrastructure at the premises may be executed through partnerships between the electric\ncompanies and the bus operators, in accordance with the provisions of Axis 5 of the National\nEnergy Plan 2015-2030 and result 3.1.2 of the National Electric Transport Plan 2018-2030.\n\niv.          The Law on Incentives and Promotion for Electric Transport No. 9518, in its article\n26, establishes as a national priority the use of renewable electrical energy in\nnational public transport in accordance with the National Electric Transport Plan.\n\nv.          The National Electric Transport Plan 2018-2030 establishes in its action 3.1.9.1 the\ndefinition of a monomic and promotional rate for charging public transport in the bus\nmodality on regular routes.\n\nvi.          The rate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official Gazette\nLa Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the\nimplementation phase to determine the frequency of its update. Based on the data generated, the rate and its structure may be assessed.\n\n            2.    Premises:\n\n            i.          \nA constant power\nof 100 kW is considered available at the charging centers at the premises.\n\n            ii.          \nThe medium-voltage nighttime rates are used as the starting point for calculating\nthe rate at charging centers.\n\n            iii.          A utilization factor of 10 hours per day is considered, which\nrepresents a utilization factor of 42%, which will be taken as a starting point to adjust the rate towards\na price signal aligned with the objective of the public policy, which provides a price\nsignal to contribute to the penetration of this technology in the country.\n\n            It is expected that the use of the charging infrastructure will occur during the nighttime period,\nconsidering that most operational schemes for public transport in the bus modality\nconsider schedules between 4 a.m. and 11 p.m., and furthermore, nearly 60% of the authorized fleet\nserves routes within the Greater Metropolitan Area (GAM), and during peak hours practically all\nbuses are in operation.\n\n            3.    Limitations\n\n            There is no historical statistical information available, as the electricity distribution\ncompanies do not report demand or investments made for this activity, despite having\na current rate established two years ago by Aresep through resolution\nRE-0112-IE-2020.\n\n            4.    Calculation of the utilization factor\n\n            A utilization factor of 10 hours per day is considered, which represents 42%,\nwhich will be taken as a starting point to adjust the rate towards a price signal aligned with the objective of the\npublic policy, which yields a price signal lower than the cost of fuel.\n\n            5.    Medium-voltage\nT-MT rates\n\n            The rates without CVG (Variable Generation Cost) will be used. This basis was\nconsidered for the purpose of providing stability to said price over time and so that said rate does not\ndepend on the quarterly update of electricity rates.\n\nThe medium-voltage T-MT rates\nin effect for the\nyear 2023 are:\n\n·     For ICE, according to resolution RE-0010-IE-2022, published on February 14,\n2022, in La Gaceta N°29,\nAlcance N°30.\n\n·     For CNFL, according to resolution RE-0080-IE-2021, published on December 17,\n2021, in La Gaceta N°243, Alcance\nN°258.\n\n·     For JASEC, according to resolution RE-0026-IE-2021, published on April 28, 2021, in\nLa Gaceta N°81, Alcance N°83.\n\n·     For ESPH, according to resolution RE-0077-IE-2021, published on December 15,\n2021, in La Gaceta N°241, Alcance\nN°255.\n\n·     For Coopelesca, according to resolution RE-0072-IE-2021, published on November 25,\n2021, in La Gaceta N°228, Alcance N°240.\n\n·     For Coopeguanacaste, according to resolution RE-0095-IE-2019, published on December 9,\n2019, in\nLa Gaceta N°234,\nAlcance N°274.\n\n·     For Coopesantos, according to resolution RE-0042-IE-2020, published on March 26,\n2020, in\nLa Gaceta N°61, Alcance\nN°61.\n\n·     For Coopealfaro, according to resolution RE-0040-IE-2019, published on May 31,\n2019, in La Gaceta\nN°101, Alcance N°121.\n\n            Below,\nthe reference rates\nare presented:\n\n            Additionally, the use of the medium-voltage\nT-MT rates is supported because this rate is defined by time period (peak, valley, and night)\nin 7 of the 8 electric companies, which allows us to consider the rate designed\nfor nighttime with its respective energy and power,\nbased on the assumption\nthat typically the buses will be charged during that schedule.\n\n            6.    Estimated energy demand\n\n            The energy demand per power\nis determined by considering a constant power of 100 kW, an adjusted load factor\nof 42%, considering a 30-day month\nand 10 hours for the nighttime period2:\n\n              7.    \nEstimated energy and power amount\n\n            \nThe energy and power amount is calculated,\naccording to the rates\nin effect for each electric\ncompany:\n\nTable 3 Energy Amount\n\n \n\n| COMPANY | Energy Amount (colones) | Power Amount (colones) | Total Amount (colones) |\n| --- | --- | --- | --- |\n| ICE | 169 500 | 430 707 | 600 207 |\n| CNFL | 265 375 | 467 149 | 732 524 |\n| JASEC | 219 375 | 454 434 | 673 809 |\n| ESPH | 356 500 | 337 179 | 693 679 |\n| COOPELESCA | 393 875 | - | 393 875 |\n| COOPEGUANACASTE | 832 750 | - | 832 750 |\n| COOPESANTOS | 239 000 | 519 424 | 758 424 |\n| COOPEALFARO |  |  | - |\n\n \n\nSource: Own elaboration\n\n \n\n2 From 8:00 p.m. to 6:00 a.m. the following day.\n\n \n\n            8.    Calculation       of        the         rate    at        charging        centers\nat        the premises (colones/kWh) by electric company.\n\n \n\nFirst, a flat rate is calculated per company\nusing the following formula:\n\nSource:\nOwn elaboration\n\n              9.    \nCalculation of the weighting factor for the rates\n\nTo determine a monomic rate applicable throughout the national territory, regardless of the\nconcession area of the electric company, it is necessary to obtain a weighting factor that reflects the\nrelative importance of each distributor's rates.\n\nThe future energy and power demand will be directly related to the mileage traveled\nby the electric buses in each concession zone of the electric companies. Therefore, a\ndatabase was created with all the active bus service routes, with each\nof their branches, distance, and number of runs, as well as the authorized fleet, based on the\ninformation available in the RA dossier of each provider. From this, the\nweekly mileage amount was obtained according to the scheme authorized by the CTP, considering the percentage\nof unproductive mileage recognized in the ordinary methodology for setting rates for the\nbus service (RJD-035-2016 and its amendments)3.\n\n3 10% for routes whose travel\ndistance is equal to or less than 25 km. 5% for routes whose travel\ndistance is greater than 25 km.\n\nAccording to the information available to Aresep, the location of the\nbus operators' premises was associated with the electricity distribution concession zones. For routes\nwhere the geographic location of their premises was not available, the following was assumed: i)\nfor urban routes (trip equal to or less than 25 km) the premises is located in the same concession\nzone as the route, ii) for interurban routes (trip greater than 25 km) there would be a premises at the\norigin and another at the destination of the branch.\n\nSubsequently, the number of kilometers for a route was distributed equally among the concession\nzones where the premises were located. For example, for a route with a single premises, 100%\nof its mileage is associated with a single concession zone; for a route with 2 premises (in\ntwo different concession zones), each concession zone would have 50% of its mileage associated with it.\n\nFrom this database, the following distribution of weekly mileage per\nelectric company is obtained:\n\n   \n\n|  | Table 5 Weighting Factor |  |\n| --- | --- | --- |\n| Weighting Factor |  |  |\n| Company |  | Weight |\n| ICE |  | 0.378 |\n| CNFL |  | 0.443 |\n| JASEC |  | 0.074 |\n| ESPH |  | 0.045 |\n| COOPELESCA |  | 0.031 |\n| COOPEGUANACASTE |  | 0.022 |\n| COOPESANTOS |  | 0.006 |\n| COOPEALFARO |  | 0.001 |\n\n Total                                              1.000                \n\n \n\nSource: Own elaboration\n\n \n\nAll these calculations\ncan be observed in Anexo\n1.\n\nIt is important to reiterate that, as stated in previous paragraphs, the lack of\ncurrent market statistics that incorporate the dynamics of the local market for this activity,\nlimits the incorporation of other assumptions beyond those previously supported in the first application. For this\nreason, for this opportunity it is considered appropriate to maintain the same weighting factor and the other\nstatistics that support it, since such statistics usually present few fluctuations\nor variations due to the variables they measure, such as, for example, the kilometers traveled, routes,\nand branches of the different bus lines.\n\n            10.                   \nResulting T-BE Rate\n\nFinally, the rate applicable to the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated\nto charging centers at the premises for electric\nbuses is obtained as a function of energy\n(kWh). For this, the weighted average of the flat\nrates per company\ncalculated (table 4) is performed, considering the relative weights\nfrom table 5, obtaining a flat T-BE rate of 53.41 colones/kWh.\n\nIt is considered that the sale of electrical energy to electric\nbus operators at charging\ncenters at the premises will be billed in terms\nof units of electrical\nenergy (kWh). This is\nbecause the charging of electric\nbuses is considered part of the public\nservice of electrical energy supply in the distribution and commercialization stage.\n\nThe rate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official Gazette La Gaceta,\nwith the objective of analyzing the statistical information generated during the\nimplementation phase to assess its modification and determine the frequency of its update. Based\non the generation of data associated with the dedicated measurement system for electric\nbus charging at the premises, the magnitude of the rate may be analyzed, as well as assessing differentiations\nby time ranges.\n\n \n\n[.]\n\n \n\n            IV. CONCLUSIONS\n\n            1.     The proposed rate seeks to create conditions that incentivize the gradual\nincorporation of electric buses. For this opportunity, it presents a decrease of 3.67\ncolones/kWh.\n\n2.     The proposed rate responds to what is indicated in axis 5 of the National Energy Plan and to\nstrategic objective 3 of the National Electric Transport Plan, while the required statistical\ninformation is generated to review it according to the corresponding technical and operational conditions.\n\n3.     The future rate review will be based on the statistical information that Aresep has\nto proceed with a real, efficient tariff adjustment that better reflects the\ndynamics of the activity. Likewise, in future applications, time-of-use rates could be established\nto allow for adequate tariff integration that generates signals for the optimal use of\nelectrical energy and infrastructure, foreseeing the determination of a peak, valley,\nor night time-of-use rate or some other alternative.\n\n            4.     The utilization factor parameter will be adjusted as operational\nstatistics become available related to the supply of electrical energy associated with and dedicated\nto charging centers at the premises for electric buses, technical characteristics, and penetration\nof electric buses.\n\n5.     In accordance with the preceding analysis,\nthe applicable rate\nfor the supply of electrical energy associated with and dedicated\nto charging centers at the premises for electric\nbuses will be\n53.41 colones per kWh.\n\n \n\n[.]\n\n            II.          That, regarding the public hearing, from report\nIN-0041-IE-2023 cited, it is appropriate\nto extract the following:\n\n \n\n[.]\n\n            According to report IN-0091-DGAU-2023 of January 16, 2023, corresponding to the\noppositions and coadyuvancies report and the hearing record AC-0030-DGAU-2023 forwarded by the\nGeneral Directorate of User Attention, 1 position was admitted.\n\n            Below,\nthe position presented and its respective\nanalysis are summarized:\n\nPosition: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC), legal\nidentification number 3-007-045087, represented by Ms. Rocío Céspedes\nBrenes, identity card number 01-0687-0503, in her capacity\nas legal representative.\n\n            Observations: Does not make use of the floor at the public hearing. Submits a written statement\n(visible on folios 44 and 53).\n\nNotifications: To the email address: gerencia@jasec.go.cr\n\n            Argument 1: It is requested that the rate\ninclude the network operation cost\nof the distribution companies.\n\n            JASEC\nindicates that:\n\n ·       In said communication, ARESEP indicates that it is a promotional rate, so it is assumed\nthat\nit does not include a history or detail of investments.\n\n ·       The calculation of the rate is based\non the consumption of a single electric\nbus, that is, only the charge for energy and power,\nand it estimates that consumption\nwill be at night.\n\n ·       The rate is calculated\nas an average of all distribution\ncompanies, which is not consistent, because all companies\nbase their rates on a different cost structure\nfor each one.\n\n ·       Reviewing the methodology, it does not explicitly indicate that the electric charging station will be provided by\nthe customer (the owner of\nthe buses).\n\nResponse:\n\n            The opponent is informed that the rate applicable to the supply of electrical energy\nassociated with and dedicated to charging centers at the premises for electric buses (T-BE) is\nconsidered a promotional rate, in compliance with Law 9518, which indicates:\n\n            Article 1 Objective\n\nThe purpose of this law is to create the regulatory framework to regulate the promotion of electric\ntransport in the country and strengthen public policies to incentivize its use within the public\nsector and among the general citizenry. This law regulates the public administrative organization\nlinked to electric transport, the institutional\ncompetencies, and its encouragement, through\nexemptions, incentives,\nand public policies, in compliance\nwith the commitments\nacquired in international conventions ratified by the country and Article 50 of the\nPolitical Constitution.\n\n (.)\n\nArticle 19 Investment in infrastructure. The Public Administration, public companies, and\nmunicipalities shall make the necessary investment for those infrastructure works aimed\nat strengthening and promoting electric transport, such as charging centers, exclusive\nlanes, preferential parking for electric vehicles, railway networks, and others.\"\n\nIn this regard, it is clarified that the current rate is based on an estimated demand and does\nnot correspond to a cost responsibility relationship. In this study, an update is made\nof the mechanism followed during the first application (RE-0112-IE-2020), precisely because to\ndate none of the electric companies reported the project, within the framework of public-\nprivate partnerships and the business models they must develop for such purposes.\n\n            Furthermore, it is reiterated that, although it is true that the implementation of this rate was\nin effect for a period of about two years, at the time of performing this update, the\nelectricity distribution companies did not have a defined demand, nor related investments\nfor this activity, as recorded in the responses provided by the companies in response to the\nconsultation and request for information made by the Intendencia de Energía on November 11,\n2022, through official communication OF-0942-IE-2022.\n\n            The foregoing limits the possibility of having current market statistics that\nserve as input for deeper analyses, tariff recalculations, and adjustments to the variables of the\nmodel used for this setting.\n\n            It is expected that in the future the rate\nwill be based\non the statistical information that Aresep has to proceed\nwith a real, efficient tariff\nadjustment that better reflects the dynamics\nof the activity and the costs\nassociated with investment, operation,\nand maintenance.\n\n            Argument 2:\nThat the rate be calculated faithfully\nas a T-MT rate, based on time periods, power, and energy.\n\n            JASEC indicates that it is possible that the first electric buses, or a large group\nof buses, the owner may charge them during the day, which would affect electricity\nconsumption during hours of higher value for the distributor.\n\n            For example, the average purchase cost\nfrom ICE during the Peak\nand Valley periods, as well as the\ntotal average, are higher than the average price of this bus rate.\n\n            Response:\n\n            Consistent with the response to argument\n1 of the opponent, it is necessary\nto reaffirm that the T-BE rate is a promotional rate whose objective is\nto incentivize the introduction of electric\nbuses, and considering\nthat the National\n\nElectric Transport Plan establishes as one of the actions the establishment of a monomic and\npromotional rate for charging centers for buses (Action 3.1.9.1 of Strategic Objective 3),\na single initial rate is proposed for the entire country. \n\nIt is highly probable that when the consumption demand associated with this rate increases,\ncharging will occur during any time period. However, according to the current context,\nit is expected that in the short and medium term, the use of the charging infrastructure will occur during the\nnighttime period, considering that most operational schemes for public transport in the\nbus modality consider schedules between 4 a.m. and 11 p.m., and furthermore, nearly 60% of the\nauthorized fleet serves routes within the Greater Metropolitan Area (GAM), and during peak hours\npractically all buses are in operation.\n\nIt is expected that in the future the rate will be based on statistical information, which would reflect the\nreal dynamics of the activity and would allow the establishment of time-of-use rates that meet the\nobjective of providing signals for the optimal use of electrical energy, when so required.\n\n            Argument 3: Explicitly indicate that the rate is being\nsubsidized.\n\nThe opponent points out that, in the event that the rate is approved as proposed by\nARESEP, it should explicitly indicate that the rate is being subsidized by all other users, since\nthe investment in electric charging stations is not being contemplated in the calculation, meaning it remains\na promotional rate.\n\nPetition:\n\n·       Explicitly indicate that the rate is being subsidized by all other users, since\nthe investment in electric charging stations is not being contemplated in the calculation, meaning it remains\na promotional rate.\n\n            Response:\n\nFirst, it is clarified that Law 9518, as well as the complementary decrees and regulations, are\nwhat establish the promotional nature of this rate, given that the purpose of the public\npolicy issued by the Executive Branch is to create favorable conditions to promote electric\npublic transport, in this case referring to buses. In this sense, the opponent is informed that\nthe promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to\ncharging centers at the premises for electric buses (T-BE) proposed by Aresep is based on the\nprovisions of resolution RE-0112-IE-2020 of this Regulatory Authority, which, as indicated,\nis supported by a calculation that is consistent with the provisions of Law 9518 \"Incentivos y\nPromoción para el Transporte Eléctrico,\" Executive Decree 41092-MINAE-H-MOPT \"Reglamento de\nIncentivos para el Transporte Eléctrico,\" the National Electric Transport Plan (PNTE) 2018-2023,\nand the National Decarbonization Plan of Costa Rica 2018-2050.\n\nComplementarily, Article 19 of Law 9518 further specifies public participation in\nthe development of infrastructure to incentivize and promote the use of electric vehicles,\nstating that:\n\nARTICLE 19-Investment in infrastructure. The Public Administration, public companies, and\nmunicipalities shall make the necessary investment for those infrastructure works aimed\nat strengthening and promoting electric transport, such as charging centers, exclusive\nlanes, preferential parking for electric vehicles, railway networks, and others.\n\nConsequently, from the analysis of positions presented during the Public\nHearing process, it is\nrecommended to continue with the tariff setting.\n\n [.]\n\nIII.          That in accordance with the provisions of the preceding resultandos and considerandos and in\nthe merit of the records, it is appropriate, among other things, to set, upon its publication in\nLa Gaceta, the rate applicable at fast-charging centers for electric vehicles (T-BE) by\ntime of use; as ordered.\n\nTHEREFORE\n\nTHE ENERGY\nINTENDENCY RESOLVES:\n\nI. Set the applicable rate\nat fast-charging\ncenters for electric vehicles (T-BE)\nby time of use as\ndetailed:\n\n| Rate Category | Charge Detail | | --- | --- | | T-BE Rate Promotional rate for the supply of electric energy associated with and dedicated to on-site recharging centers for electric buses | ¢53.41 (₵/kWh) |\n\nII. Repeal resolution RE-0112-IE-2020 published on November 11, 2020 in Digital Supplement No. 299 to La Gaceta No. 270 regarding the ex officio setting of the promotional rate for the supply of electric energy associated with and dedicated to on-site recharging centers for electric buses.\n\nIII. Instruct the technical team of the Business Intelligence process to update the medium-voltage reference rates in the equation that adjusts the T-BE rate, each time an extraordinary adjustment is made to the electric distribution service rates due to an adjustment in ICE generation and/or transmission rates, and establish the updating of the remaining parameters for a period not exceeding 5 years.\n\nIV. Indicate as a response to the positions filed, what was expressed in \"Considerando II\" of this resolution, as well as thank the public hearing participants for their contributions.\n\nV. The prices take effect as of the day following their publication in the Official Gazette La Gaceta.\n\nIn compliance with the provisions of articles 245 and 345 of the General Public Administration Law (Ley General de la Administración Pública, LGAP), it is reported that the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed against this resolution. The ordinary remedies may be filed before the Energy Regulatory Authority (Intendencia de Energía), in accordance with articles 346 and 349 of the LGAP.\n\nIn accordance with article 346 of the LGAP, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in article 354 of said law."
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