Procedure to Determine the Safe Penetration Capacity of Variable Renewable Energy in the National Electric SystemProcedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional

Now, the electric supply system comprises the set of means and useful elements for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electric energy.

Depending on the stage in which the electric energy supply service finds itself, so will be the intervention of the various participants in the sector and, accordingly, ARESEP will set the respective tariffs.

It is important to mention that the PGR, in opinion C-293-2006, reiterated ARESEP's competence to set tariffs for the public service of electric energy supply in all its stages. It cites, in relevant part:

"(...) The supply of electric power in the generation, transmission, distribution, and commercialization stages is a public service. Due to this nature, subsection a) of Article 5 of Law No. 7593 grants the Regulatory Authority for Public Services the authority to set the prices and rates for the supply of electric power in those generation, transmission, distribution, and commercialization stages. As can be observed, the law grants ARESEP the authority to fix rates for the public service of supplying electric power in all its stages, that is, from its generation to its commercialization (...)".

In this vein, it must be noted that distributed generation regarding simple net metering was delimited by what was established in the PGR opinion C-165-2015 and Executive Decree No. 39220-MINAE, "Reglamento Generación Distribuida para Autoconsumo con Fuentes Renovables Modelo de Contratación Medición neta sencilla"; a regulation that was completely repealed by Decree 43879-MINAE, "Reglamento a La Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables, N°10086 del siete de enero del 2022", in its Article 29; published by the Executive Branch in Alcance N° 17 to Gaceta N° 18 of February 1, 2023.

4.2. On the authority of the Regulatory Authority for Public Services ARESEP is an autonomous institution with its own legal personality and assets, which exercises regulation of the public services established in Law No. 7593, or those services that the legislator defines as such (Articles 188 and 189 of the Political Constitution and Article 1 of Law No. 7593). Specifically, this Law establishes, in its Article 5.a, that the electric service, in all its stages, constitutes a regulated public service.

Numeral 3.a) of Law No. 7593 defines public service as that which, due to its importance for the sustainable development of the country, is so classified by the Legislative Assembly, with the purpose of subjecting it to the regulations of said law.

7593 establishes as fundamental objectives of ARESEP, among others: "c) Ensuring that public services are provided in accordance with what is established in subsection b) of Article 3 of this law; d) Formulating and ensuring compliance with quality requirements (...) and (...) f) Exercising, in accordance with the provisions of this law, the regulation of public services." The foregoing is consistent with what is established in the Sectorial Regulation for Electric Services, Executive Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, a rule that defines and describes the principal conditions under which the electric service must be supplied, which establishes in its Article 3, among others, energy quality and establishes in its Articles 16 and 19, that the technical factors under which the provision of service to customers and users will be regulated and evaluated shall be: a. The quality of the voltage and frequency of the energy served; b. The continuity and reliability of the energy supply; and c. The quality and timeliness of the service provision.

As indicated, Law No. 7593 granted ARESEP sufficient powers to exercise regulation of the public services provided in the country, including those of supplying electric power in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, as established in numeral 5. a) of Law No. 7593.

7593 establishes as an obligation of ARESEP "(...) setting the rates and prices in accordance with technical studies," in relation to provisions in numerals 3.b); 6.a) and f); 20; 31 to 37 of the same legal body, through which the parameters, criteria, and central elements for setting rates in accordance with the principle of service at cost are fixed, an obligation reiterated in Article 4.a).2) of the Regulation to Law No. 7593, Decree 29732-MP.

7593 establishes that, to be a provider of the public services referred to in said law, the respective concession or permit from the competent public entity on the matter must be obtained, as provided in Article 5 of Law 7593. Excepted from this obligation are public institutions and companies that, by legal mandate, provide any of these services. However, all providers shall be subject to Law 7593 and its regulations.

Likewise, it provides that no provider of a public service described in Article 5 of this Law may provide the service if it does not have a rate or a price previously set by ARESEP.

On the other hand, Article 14 of the ARESEP law establishes that the obligations of providers are:

"a) Complying with the provisions issued by the Regulatory Authority regarding service provision, in accordance with what is established in the respective laws and regulations.

• b)(.)
• c)Timely supplying the Regulatory Authority with the information requested, relating to service provision.

(.)" In this vein, it is the responsibility of ARESEP to ensure compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates; authority regarding which Article 5 of Law No. 7593 refers to Article 25 ibidem, which establishes that ARESEP shall issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case.

These standards must be harmonized with Articles 32, 34, 41, and 42 of Executive Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, which establish the following of interest:

"Article 32.- Technical and rate monitoring regarding the conditions of service provision.

The Regulatory Authority shall monitor the different regulated services of the electric industry to establish compliance with the conditions of service provision; for this purpose, it shall use:

a. The information requested from the regulated companies, according to Article 24 of Law No. 7593.

b. Compliance with current regulations.

c. The tariff provisions provided in the resolutions issued by the Regulatory Body.

d. The customer service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory compliance.

e. Any other information that, in the Regulatory Authority's judgment, is necessary to fulfill its functions." "Article 34.- Issuance of technical and economic standards.

The Regulatory Authority, in accordance with the provisions of Law No. 7593 and after consultation and coordination with the electric companies, shall issue the standards under which the service shall be regulated and evaluated, which include the regulation and evaluation factors contained in Article 16, in such a way that the necessary balance is achieved between the appropriateness and feasibility of the investments required by each electric company and the guarantee of continuous improvement of the regulation and evaluation factors." (Emphasis added).

"Article 41.- Responsibility of the Regulatory Authority.

As part of the responsibilities and powers assigned to the Regulatory Authority by Law No. 7593, it shall be responsible for:

a. Promulgating the technical and economic standards for the proper provision of the service.

b. Evaluating, regulating, and supervising the application and compliance with the rules of this regulation and the corresponding standards.

c. Applying the sanctions stipulated in Law No. 7593 and its Regulation." "Article 42.- Sanctions. The sanctions to be applied for non-compliance with the rules of this regulation or the technical and economic standards issued by the Regulatory Authority shall be applied in accordance with the provisions of Law No. 7593 and related laws." From these norms, it can be understood that ARESEP has exclusive and exclusionary authority for the regulation of the public services indicated in Law No. 7593, an authority that is non-waivable, non-transferable, and imprescriptible, as established in numeral 66 of the General Law on Public Administration (LGAP).

In that sense, defining and establishing the tariff methodologies or models, setting the rates for public services subject to its regulation, the procedures and technical standards that guarantee the correct provision of public services, forms an essential part of the powers conferred upon ARESEP.

Ratifying the foregoing, the First Chamber of the Supreme Court of Justice, in judgment No. 001687-F-S1-2012, has stated regarding the powers of ARESEP, that "the Regulatory Authority constitutes the public authority that, through its actions, enables the realization of these postulates (...). Its exclusive and exclusionary powers allow it to establish the economic parameters that will regulate the contract, balancing the interest of the operator and that of the users." Now, as previously indicated, ARESEP has exclusive and exclusionary powers to set rates, establish the methodologies, procedures, and technical standards, and in this exercise, the provisions of Law No. 7593 already analyzed must be considered.

In this sense, said regulatory instruments must adjust to the reality of the public service provision in question, in accordance with factual, technical, scientific, or legal criteria in fulfillment of the public interest, for which ARESEP holds exclusive and exclusionary technical powers.

To exercise these powers, ARESEP must always be governed by the principle that all its actions must be issued adhering to the unequivocal rules of science and technique, as stated in Article 16 of the General Law on Public Administration, Law No. 6227:

"(.)

1. In no case may acts contrary to unequivocal rules of science or technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience be issued.

2. The Judge may control the conformity of the discretionary elements of the act with these non-legal rules, as if exercising a legality review.

(.)" Now, in accordance with the provisions of Law No. 10086, in its Article 6, subsection f) point ii), in which the legislator defined for ARESEP the function of developing the regulatory instrument that the System Operator must apply to determine the safe penetration capacity of renewables to the SEN. Said Law will be analyzed in the following point.

In this manner, ARESEP has broad powers to establish and use the regulatory instruments it deems appropriate, as long as reasonableness, proportionality, the rules of science and technique, or the elementary principles of justice, logic, or convenience are respected (Article 119 of the Administrative Contentious Procedure Code in conjunction with Articles 15, 16, 158 subsection 4, and 160 of the LGAP).

Added to the above, it is necessary to refer to the issue of the technical discretion of ARESEP to develop, define, and establish regulatory instruments, and the exclusive and exclusionary powers thereof, among other things, to determine the procedures and technical standards that allow it to exercise its regulatory function, in accordance with Articles: 4, 5 subsection f); 6, 31; 53 subsection n); all of Law No. 7593, as well as Article 6 subsection 16) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority for Public Services and its Deconcentrated Body (RIOF). Thus, the discretion is to choose, in a first stage, the corresponding technical instruments, which will be those applied in a second moment after their formalization, a stage in which a reduction of ARESEP's discretion operates.

Now, the regulatory instrument proposed here is specifically one of the technical procedures that will serve as a methodological guide and that would include criteria, so that those affected can assess the penetration capacity mentioned in point ii) of subsection f) of Article 6 of Law No. 10086. Therefore, it is concluded that it would be a technical procedure and not tariff models or methodologies.

For its part, it is also necessary to observe that subsection c) of that same article refers to the formulation and review of technical regulation, as provided in Article 25 of Law No. 7593. Said article provides:

"Article 25.- Regulation The regulatory authority shall issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the Country or abroad, for each case." Understood, in general terms, regulation as a set of norms or rules, it must be considered that in the case of the transcribed Article 25, the regulation refers to a set of rules or norms associated with the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision, which ARESEP defines so that no one can provide the public services inappropriately.

As established by the CDR in official communication OF-0175-CDR-2022, of June 1, 2022, the mentioned technical procedures would have a function as a methodological guide based on various criteria, which shows that it would not specifically be a technical regulation, in which rules and norms associated with the conditions of public service provision (quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision) are established.

This proposed procedure involves technical aspects that are dynamic, meaning they can change constantly in the short term, the procedure being an ideal instrument for stipulating these technical aspects because its approval, by its nature, is carried out through a public consultation process, always contemplating the important participation of the interested parties and the analysis of their positions, in compliance with Article 365 of the General Law on Public Administration (LGAP).

4.3. Law No. 10086 "Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables" The law's objective is to establish the necessary conditions to promote and regulate, under a special regime of efficient, safe, and sustainable integration, activities related to the access, installation, connection, interaction, and control of distributed energy resources based on renewable energy sources. (Law No. 10086, Article 1).

Regarding its scope, Law No. 10086 is applicable to all customers, distributed generators, individuals or legal entities that own or operate DERs, distribution companies, and other participants of the SEN, MINAE, ARESEP, and the system operator. (Law No. 10086, Article 3).

Furthermore, the following pertinent provisions are established in Article 6 of Law No. 10086, which states that the functions of ARESEP are:

(.)

• a)To issue, approve, and supervise compliance with all regulatory instruments required to ensure quality, reliability, and safety, as well as for the efficient, safe, and sustainable integration of distributed energy resources and the ancillary services they may provide, as provided in this law, in strict adherence to the regulatory principles that guide the process of economic regulation and quality of the public service related to the supply of electric power, in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.
• b)To set the rates that are necessary for the adequate integration of distributed energy resources that interconnect to the SEN's grids, as provided in this law, for the optimal development of electric power in Costa Rica and the greater public interest; the rate-setting must guarantee that no subsidies or economic burdens are created in favor of those users who own or install distributed energy resources and to the detriment of customers and participants of the SEN, adhering to good regulatory accounting practices, with the obligation to separate the charges for distributed energy resources from the distribution companies for fixed costs and variable costs of the SEN.

The rates for the integration and operation of distributed energy resources must consider the cost of ancillary services and backup provided by the SEN, the availability of the grid, interconnection and access costs, distribution and transmission tolls, costs and investments in the grid, as well as any other that ARESEP establishes through the regulatory instrument applicable for that purpose.

• c)To issue the applicable regulatory instrument that sets the purchase price for surpluses between distribution companies; as well as between distribution companies and the distributed generator, and for the provision of ancillary services, defined in Article 12 of this law.

(.)

• f)To define and formalize the regulatory instrument required for the preparation of studies that must be applied by:
• i)Distribution companies to determine the penetration capacity of the different distributed energy resources per distribution circuit that integrate with the SEN's distribution grids.
• ii)The SO to determine the safe penetration capacity of generation using renewable sources in the SEN.
• g)To issue the regulatory instrument to enable the integration of distributed energy resources into the SEN.

(.)

• m)To issue and apply the necessary regulatory instruments to regulate binding services of general interest; to the public service established in this law, as well as to define the requirements and conditions to grant their enablement; which will be subject to public service obligations such as (i) quality, (ii) quantity, (iii) reliability, (iv) continuity, (v) timeliness, (vi) safety, (vii) rates, (viii) guarantees of service access, (ix) optimal provision, (x) supply of information.

(.)" As can be observed, Law No. 10086 provides that ARESEP exercises, under the protection of its powers, the regulation of services of general interest (as applicable), even if they are not public services in the strict sense, considering that according to Article 6 of said law, ARESEP must exercise said functions.

Now, regarding services of general interest, in accordance with Article 2, subsection s) of Law No. 10086, the following is indicated:

". economic activities or services accessory or complementary, linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy needs of general interest subject to specific technical, financial, and accounting public service obligations established by the Regulatory Authority for Public Services, within the framework of this law." It follows from the above that services of general interest, such as the purchase and sale of electric energy surpluses resulting from distributed generation for self-consumption, are not public services in themselves, but may be directly linked to a public service, that of electric power supply in all its stages, which implies that they could contribute to satisfying the general interest.

As analyzed by the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory of ARESEP (DGAJR) through official communication OF-0045-DGAJR-2022 —which analyzed the implications of paying the regulatory fee in favor of ARESEP— and with which this Task Force concurs, Law 10086 established that services of general interest are economic activities or services accessory or complementary, linked to a public service expressly regulated by ARESEP, so that they could be intimately associated with said regulation, which implies that, in order to ensure adequate provision of said public service, its regulation must extend to the services linked to it, so as to verify that they effectively interconnect with the electric grid, collaborating and enabling a provision in accordance with Law No. 7593.

Although services of general interest, as in the case at hand, are not necessarily automatically regulated by ARESEP, they become part of said regulatory sphere (in application of Law No. 10086 and No. 7593), insofar as they are effectively interacting with the electric grid. That is, it must be considered that services of general interest are associated with the electric power supply service and therefore, with the regulatory sphere, at the moment they interconnect with the SEN, whether or not they deliver surpluses to the grid (subsections k and m) of Article 2 of Law No. 10086), because said interconnection implies being part of the electric grid, which can clearly have implications for its operation and functioning.

From the foregoing, it can be concluded that, for services of general interest (established in Article 11), among others the sale of electric energy surpluses resulting from distributed generation for self-consumption, Law No. 10086 establishes in its Article 6 the functions that ARESEP is responsible for carrying out.

These functions collectively reflect the exercise of all the powers that have been assigned to ARESEP through Law No. 7593: supervisory, regulatory, tariff-setting, and sanctioning, so that the legislator is establishing that this Regulatory Entity must give said services regulatory treatment with the same breadth as the public services defined in Article 5 of Law No. 7593. The foregoing, on the understanding that said services of general interest effectively have an operation that interacts with the electric grid.

4.4. Regulation to the law for the promotion and regulation of distributed energy resources from renewable sources (Decree No. 43879-MINAE) Executive Decree No. 43879-MINAE, published in Alcance No. 17 to Gaceta No. 18 of February 1, 2023, repealed Decree 39220 approved to introduce and regulate distributed electric generation in Costa Rica.

Decree 43879 MINAE is justified based on the considerandos that a national decarbonization plan remains in force to substitute petroleum derivatives with electric energy, and that energy resources constitute essential and strategic factors for the socio-economic and sustainable development of the country, so it is indispensable to plan their development in order to ensure the timely and efficient supply of electricity, and thus generate a management strategy that allows state entities related to energy activity, participation, and alliance with the sectors of society, and thereby reduce the vulnerability of our economy to external factors.

Thus, in accordance with Article 1 of Decree 43879 MINAE, the objective of this rule is established, stating the following:

The objective of this regulation is to regulate, in complement to Law 10086, the integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System in the modalities indicated in the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, safety, and sustainability found in the regulations issued by MINAE and ARESEP.

The decree is of utmost importance as it regulates not only electric customers and distribution companies, but also individuals or legal entities involved in the assembly, integration, and installation of devices or equipment known henceforth as DERs.

4.5. Technical Standard for Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN) The first version of this technical standard was published in Alcance No. 12 to Gaceta No. 69 of April 8, 2014, whose purpose is to define a regulatory framework that articulates the SEN in its entirety, and its latest update was made by the Board of Directors through resolution RJD-030-2016, published in Alcance No. 25 to Gaceta No. 37 of February 23, 2016, in order to address the ruling of the PGR in its Opinion C-165-2015 of June 25, 2015, where it concluded that distributed generation with renewable sources for self-consumption, in its simple netting mode, does not constitute a public service, as it is an activity carried out by customers for the purpose of covering their own electric energy needs, through the application of available electric generation technologies for self-consumption and which are installed on their own initiative.

Likewise, since Law No. 10086 had not been enacted at that time, the PGR concluded then that full net metering should be considered within the provision of public service subject to the provisions of Law No. 7200 and the ARESEP Law. Therefore, distributed generation with the sale of surpluses required a public service concession, in accordance with the provisions of the aforementioned Laws and their reforms.

Upon analyzing the latest current version of the AR-NT-POASEN, it is noted that regarding Distributed Generation, aspects are contemplated that regulate the relationship between the distribution company and producer-consumers and the modalities of distributed generation for self-consumption with renewable sources interconnected to the grid, as well as compliance with technical standards in distribution matters, so that the connection of these elements does not cause impacts to the electric distribution system, being subject to review of the current technical standards following the entry into force of Law No. 10086.

4.6. Technical Standard for the Supervision of the Commercialization of Electric Supply in Low and Medium Voltage (AR-NT-SUCOM) This technical standard is important because it defines, among other aspects, the technical, commercial, and contractual conditions between the producer-customer and the distribution company. According to this standard, any customer wishing to generate their own electricity must sign a contract with the electric service distribution company, as stipulated in Chapter XVI in its Article 127: "Any current or future customer or user may become a producer-customer or user by signing an 'Interconnection Contract for Producer Customers'." It is important to highlight that MINAE, with the objective of standardizing contractual elements between the parties (producer-customer and distribution company), defined a model contract for the interconnection service. This provides a certain degree of security for the customer, in the sense that the elements described in the contract are endorsed by the governing body.

Likewise, the producer-customer must pay the corresponding cost for access and interconnection to the distribution grid; regarding this, Article 133 states: "The producer-customer shall pay the electric company monthly the cost of access and interconnection to the distribution grid, as established by the Regulatory Authority." In addition, the producer-customer must pay charges related to public lighting in their billing, as indicated in Article 135:

"Producer-consumers shall pay for public lighting on the total energy withdrawn from the grid, which shall be understood as the sum of the energy withdrawn from the deferred consumption associated with generation for self-consumption in its simple net metering contractual modality and the energy sold by the distribution company." In summary, the AR-NT-SUCOM technical standard regulates engineering-technical elements of electric supply quality. In addition, it establishes the commercial and contractual aspects between the different types of customers (including the producer-customer) and the distribution companies, for which it assigns an entire chapter on the matter.

Like the AR-NT-POASEN standard, the current AR-NT-SUCOM is currently in a review process following the entry into force of Law No. 10086, which, as has been indicated, represents a series of significant changes in the legal, economic, and technical framework of distributed energy resources.

4.7. On the type of regulatory instrument to be developed under Article 6, subsection f) of Law 10086 On May 17, 2022, via official letter OF-0153-CDR-2022, a request was made to the DGAJR for a criterion on the citizen participation mechanism applicable to the case of two regulatory instruments to be developed as provided in Law No. 10086, article 6, subsection f, points i) and ii).

Regarding this point, the analysis carried out by DGAJR via official letter OF-0421-DGAJR-2022 is reiterated —which analyzed the citizen participation mechanism applicable to the development of regulatory instruments indicated in subsection F) Point II) and III) of article 6 of the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources, No. 10086—, and with which this Task Force fully agrees, from which, due to the importance of said analysis in this report, the following conclusions are extracted:

(.)

1. Article 6, subsection f), points ii) and iii), of Law No. 10086, provides that Aresep define and formalize the regulatory instruments required so that both the distribution companies and the OS determine the penetration capacity, in the first case, of the different distributed energy resources per distribution circuit that are integrated with the SEN distribution networks, and in the second case, of generation using renewable sources in the SEN.

2. Subsection f), points ii) and iii) of article 6 of Law No. 10086, refers to "regulatory instruments," without specifying the type of instrument, so it is understood that the legislator left the definition of this aspect to the Regulatory Authority of Public Services (Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Aresep), so that it is this entity, within the scope of its competencies as provided by Law No. 7593 and considering the technical specialty that characterizes it, that determines the type of regulatory instrument that would need to be developed, approved, and applied.

3. Within the range of regulatory instruments, there is a possibility, depending on each particular case, for Aresep to issue tariff methodologies, regulations or technical standards, procedures, among others, with the type of instrument being determined according to its content and purpose.

4. The development of each regulatory instrument must go through due process, part of which involves the application of a citizen participation mechanism that allows the intervention of the different interested parties in its development. However, the applicable mechanism depends on the type of instrument to be developed, so it is essential to define it in order to determine whether a hearing or a public consultation should be held.

5. As indicated by the CDR in official letter OF-0175-CDR-2022 of June 1, 2022, the regulatory instruments to be proposed will be technical procedures, which would serve as a methodological guide, with criteria that will guide the assessment for both the case of point ii) and iii) of subsection f) of article 6 of Law No. 10086.

6. To exercise the right of citizen participation, various mechanisms have been defined that allow the timely and active intervention of the citizenry, namely: the public hearing and the public consultation, as the case may be. Both are recognized citizen participation mechanisms in public service regulation, but they are applicable in different cases.

7. Regarding the public hearing, the legislator was explicit in providing in article 36 of Law No. 7593 the specific scenarios in which the application of this mechanism is essential.

8. The list incorporated by the legislator in article 36 of Law No. 7593 is not exhaustive regarding the totality of matters that the law analyzes in the exercise of its competencies, leaving many others that it must equally resolve excluded from the holding of a public hearing.

9. Aresep has been applying another citizen participation mechanism: the public consultation, which also implies that any interested party can intervene with their position and arguments in the discussion regarding a specific proposal under study.

10. Based on the fact that the regulatory instruments to be issued would be technical procedures and not technical regulation as such, or tariff models or methodologies, it is possible to rule out their relationship with subsections c) and d).

11. Although the public hearing would not be applicable in the case in question, it is necessary to point out that these technical procedures could still have an impact on the legal sphere of the citizenry, which would warrant the holding of a public consultation, in order to provide the necessary space for citizen participation.

(.)

4.8. Regarding the approver and responsible party for the public consultation process for the technical procedures indicated in Law No. 10086.

Finally, on July 4, 2022, via official letter OF-0215-CDR-2022, the CDR consulted the DGAJR regarding the approver and responsible party for the public consultation process for technical procedures indicated in Law No. 10086.

In this regard, concerning the instance, unit, and responsible party within Aresep for carrying out the public consultation processes and approving the resolutions corresponding to the procedures established in article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086, from the analysis carried out by the DGAJR via official letter OF-0551-DGAJR-2022 of August 1, 2022, the following is extracted as pertinent:

(.)

The consultation now being considered refers to the institutional unit of Aresep that should carry out said public consultation process and to the body that would be responsible for approving the procedures.

In this regard, the first thing that must be noted is that article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086 only provides that the definition and formalization of these procedures will be part of Aresep's functions, without defining any detail about the procedure to follow for their development and approval, so it will be Aresep itself that must define what is appropriate.

Having said the above, it is necessary to consider that, although for purposes of defining the type of citizen participation mechanism that must be applied in a given matter, it is necessary to consider the type of regulatory instrument to be issued (given the exhaustive list provided in article 36, subsections c) and d) of Law No. 7593), in reality, the tariff methodologies and the technical standards or regulations (for which a public hearing is held) are not the only regulatory bodies that Aresep issues in order to fulfill its work, since the normative scope that it, as a regulatory entity, must develop is much broader, encompassing other types of normative tools such as procedures, protocols, among others.

Those other normative bodies issued outside the list in article 36 of Law No. 7593, as long as required by their content and scope, will equally be made known to the citizenry through a public consultation; however, what is of interest at this point is that, regardless of the citizen participation mechanism used to define a regulatory instrument or body, the legal-regulatory framework that Aresep can establish is broad and varied.

Now, given that as appropriate, Aresep can issue tariff methodologies, standards, technical regulations, procedures, protocols, among others, it is necessary to consider that all of them are part of a broad normative scope that seeks to establish rules that guide the regulatory work so that Aresep exercises the competencies and powers established by Law No. 7593.

Based on Law No. 7593, it is denoted that in its literal wording, it only refers to tariff models, standards, and regulations, without expressly mentioning any other type of normative body that Aresep may issue; however, as has been stated, these are not the only ones that can be approved to carry out its regulatory work.

In this sense, the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body (Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado, RIOF), in its article 6, subsections 14) and 16) in complement to article 53 of Law No. 7593, has defined that it is the Board of Directors of Aresep that proceeds with the approval of the tariff methodologies and technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law.

From the above, it follows that, although, as has been said, Law No. 7593 and the RIOF do not indicate the totality of the possible normative bodies that Aresep issues, the ones not indicated must be given the same treatment as those mentioned, since in the same way, they are required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law.

From the harmonious interpretation of the indicated rules, within a framework of reasonableness and logic, it is inferred from their spirit that the approval of such procedures corresponds to the Board of Directors of Aresep, in application of the principle of parallelism of forms (derived from article 7 of the General Law of Public Administration) that governs in Administrative Law, as they are instruments of general scope that affect a plurality of actors.

In this regard, it must be evidenced that the relationship of a normative body or regulatory instrument that is issued with the correct application of the legally established regulatory framework is associated with the functions of the Board of Directors, as the supreme governing body of Aresep, insofar as it is responsible for ensuring the exercise of the powers and competencies that have been conferred upon it as a Regulatory Entity.

In the case at hand, the technical procedures referred to in article 6, subsection f), points i) and ii) of Law No. 10086 are associated with the correct application of the regulatory framework related to distributed energy resources from renewable sources. Said regulatory framework is composed, as provided by Law No. 10086, of a series of regulatory instruments, all of which are in the process of development by Aresep, in light of the transitory provisions set forth in that same legal body.

These instruments seek to give applicability to Law No. 10086, given that they are being developed by the CDR considering its functions established in the RIOF, and subsequently, they will be approved by the Board of Directors as well, according to its functions. In this sense, it must be noted that the technical procedures being consulted on are a technical complement to those other instruments under construction, and equally, they will enable the correct application of the regulatory framework.

The foregoing means that, furthermore, it is reasonable to seek homogeneity and compatibility among all the regulatory instruments to be defined, including the technical procedures in question, which indicates that it is appropriate for the CDR to carry out the process of building them just as with the others, considering that, according to article 21 of the RIOF, said General Directorate is responsible for the institutional process of research and development of regulation, with functions such as: "(.) 2. Lead the innovation and continuous improvement of the regulation process. 3. Review the validity and competitiveness of the models that are being applied by Aresep to regulate public services. 4. Investigate the best practices and state of knowledge on public service regulation and their applicability in Aresep. (.)" (.)

From the above, it follows that, except for some case justified by the functions of another institutional unit, the CDR, in accordance with its functions, is called upon to develop the regulatory instruments provided in Law No. 10086 and to process the respective procedure, whose proposals would be submitted for approval to the Board of Directors, for which it must instruct the public consultation procedure, as appropriate.

5. CONCEPTUAL FRAMEWORK 5.1. Purpose The main objective is to establish the applicable criteria for the OS to determine the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the SEN, so that the safety, quality, and performance criteria established in the current national and regional regulation are met.

5.2. Scope of application This penetration capacity procedure applies to:

a. The System Operator (OS). b. The Agents of the National Electricity Market (Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, Agentes del MEN) c. The generating plants or units of the SEN, including plants connected to the transmission network or connected to the distribution network and with a capacity greater than or equal to one (1) MW, and the companies owning said generation, referred to for this purpose as "generating agent" in this technical procedure. d. Every auxiliary service provider. e. Distributed generators for self-consumption.

[.]

IX.That in ordinary session 45-2024, held on June 6, 2024, the minutes of which were ratified on June 12, 2024, the Board of Directors of the Regulatory Authority of Public Services, having analyzed the request made and based on official letter OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, to which report IN-0019-CDR-2023 was attached, which corresponds to the final technical report on the proposal for the "Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system," report IN-0018-CDR-2023, which corresponds to the technical report on the responses to the positions submitted in the public consultation, as well as official letter OF-0272-DGAJR-2023 of May 11, 2023 from the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory, agrees to issue this resolution, as provided.

Based on the powers conferred in Law No. 7593 and its reforms, in Law No. 10086, in the General Law of Public Administration No. 6227, in Executive Decree No. 29732-MP, which is the Regulation to Law No. 7593, and in the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority of Public Services and its Deconcentrated Body.

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES

I.To acknowledge receipt of official letter OF-0128-CDR-2023, April 24, 2023, to which report IN-0019-CDR-2023 was attached, corresponding to the final technical report on the "Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the National Electric System," and report IN-0018-CDR 2023, which corresponds to the technical report on the responses to the positions submitted in the public consultation, as well as official letter OF-0272-DGAJR-2023 of May 11, 2023 from the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory.

II.To issue the following "Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system," to read as follows:

PROCEDURE TO DETERMINE THE SAFE PENETRATION CAPACITY OF VARIABLE RENEWABLE ENERGIES IN THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM 35 1. GENERAL MATTERS 35 1.1. Purpose 35 1.2. Scope of application 35 1.3. Obligations of the subjects of application 36 1.4. Related documents 37 1.5. Definitions 37 1.6. Acronyms 39 2. APPLICABLE GENERAL CONSIDERATIONS 40 3. TYPES OF GENERATION FACILITIES USING VARIABLE RENEWABLE SOURCES 41 4. SPECIFIC ANALYSIS AND INFORMATION BY TECHNOLOGY 41 4.1 Wind 41 4.2 Solar photovoltaic (plants of generating agents) 42 4.3 Run-of-river hydroelectric (hydro without reservoir) and with low-capacity reservoir 43 4.4 Distributed solar photovoltaic and small-scale wind generation 43 5. CROSS-CUTTING ANALYSES INDEPENDENT OF TECHNOLOGY 44 5.1 Analysis of the transmission network capacity 44 5.2 Capacity analysis for SEN regulation 45 5.3 Comprehensive analysis of the results 45 6. PUBLICATION OF SAFE PENETRATION CAPACITY OF ERV 46 7. NON-COMPLIANCE 46 8. TRANSITORY 46 1. GENERAL MATTERS 1.1. Purpose This procedure establishes the applicable criteria for the System Operator (OS) to determine the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional, SEN), so that the safety, quality, and performance criteria established in the current national and regional regulation are met.

1.2. Scope of application The subjects of application of this procedure are:

• 1)The System Operator (OS). 2) The Agents of the National Electricity Market (Agentes del MEN) 3) The generating plants or units of the SEN, including plants connected to the transmission network or connected to the distribution network and with a capacity greater than or equal to one (1) MW, and the companies owning said generation, referred to for this purpose as "generating agent" in this technical procedure. 4) Every auxiliary service provider. 5) Distributed generators for self-consumption.

1.3. Obligations of the subjects of application a) The obligations of the agents of the MEN and participants of the SEN are: a. To comply with the provisions issued by this procedure. b. To provide the OS with the technical information required for the application of this procedure within the deadlines and formats it determines. c. To report to the OS the technical characteristics and estimated start-up dates of operation for generation projects that use variable renewable energies.

• b)The obligations of the OS are: a. To carry out the analyses and application of criteria established in this procedure. b. To keep updated and published on its website the maximum penetration capacity with variable renewable energy sources and the capacity that remains available, based on the information of the generation projects that enter operation in the SEN and the authorization of connections for distributed generators for self-consumption. c. To apply this procedure and update at least every two years the studies that allow obtaining the maximum capacity (maximum power) that can be installed from variable renewable generation sources, or within a shorter period if a greater need and capacity for admitting new variable sources is technically demonstrated to the regulator, or at the request of the regulator or governing body. When applicable, the maximum penetration capacity shall be established by topological zone of the SEN, in accordance with what is indicated in sections 4 and 5 of this procedure.

1.4. Related documents 1.4.1 Regional Electricity Market Regulation -RMER 1.4.2 Technical Regulation for Auxiliary Services in the National Electric System (AR-RT-SASEN), approved by resolution RE-0140-JD-2019, in 1.4.3 Procedure for Integration into the SEN of variable renewables and storage systems, approved by resolution RE-0143-JD-2021 1.4.4 Procedure for Safety Criteria for the planning, design, and operation of the SEN, approved by resolution RE-0143-JD-2021 1.4.5 Minimum protection requirements for generating plants and storage systems, approved by resolution RE-0143-JD-2021 1.4.6 Procedure to establish connections to the SEN, approved by resolution RE-0143-JD-2021 1.4.7 Procedure for the implementation of telecontrol links, approved by resolution RE-0143-JD-2021 1.4.8 Technical standard "Planning, Operation, and Access to the National Electric System." (AR-NT-POASEN) 1.4.9 Technical standards and regulations on power quality established by Aresep 1.5. Definitions Agents of the National Electricity Market, MEN: Are agents of the National Electricity Market: a) Costa Rican Institute of Electricity: responsible for satisfying the national electricity demand. Participates in Generation, Transmission, Distribution, and Commercialization. Responsible for the Operation of the National Electric System and for National Electric Planning. b) National Power and Light Company S.A.: participates in generation up to its own demand, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone. c) Private generators: participate in electric generation with an energy purchase contract signed with ICE as per Law 7200, chapters I and II. d) Public Services Company of Heredia S.A.: participates in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone. e) Administrative Board of the Municipal Electric Service of Cartago: participates in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in its legal concession zone. f) Rural Electrification Cooperatives: participate in generation under the terms authorized by Law 8345, distribution, and commercialization of electricity in their legal concession zones. Currently being the Rural Electrification Cooperative of San Carlos R.L., the Rural Electrification Cooperative of Guanacaste R.L., Rural Electrification Cooperative of Los Santos R.L., Rural Electrification Cooperative of Alfaro Ruiz R.L. g) National Consortium of Electrification Companies of Costa Rica R.L.: participates in the generation of electricity jointly with the associated Cooperatives, in accordance with Law 8345. h) Users connected at high voltage: high-voltage subscriber, natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy at high voltage. i) And others legally authorized.

Pumped-storage plants: hydraulic plants that operate with two water storage reservoirs, located in such a way that there is a height difference between them to allow the pumping of water for its storage and subsequent use in generating electricity.

Renewable energy sources: energy sources that are subject to a process of natural renewal and that are available in the immediate environment, such as: solar energy, wind, biomass, water, tides and waves, and natural heat gradients.

Variable renewable energy sources: renewable energy sources whose primary energy source varies over time, are characterized by their non-constant and uncertain behavior over time, dependent on meteorological or hydrological conditions and, therefore, difficult to forecast accurately.

Run-of-river hydroelectric (or pass-through): hydroelectric generation plants without a reservoir.

Hydroelectric with low-capacity reservoir: generation plants with reservoirs of low storage capacity, manageable in hourly, daily, and at most weekly periods.

Generation facilities: civil, electrical, and mechanical infrastructure of one or more electric power production units that connect to the SEN.

National Electricity Market (MEN): regulated scope within which the national electricity demand is satisfied. Public electricity service providers participate in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, duly authorized by Law for this purpose. As well as subscribers connected at high voltage.

Participants of the SEN: participants of the electricity industry, be they: generating, transmitting, distributing companies, subscribers, or users at high voltage.

Network Owner: natural or legal person owning transmission or distribution infrastructure that is part of the SEN.

Services of general interest: for the purposes of this procedure, these are accessory or complementary services or economic activities linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy general interest needs subject to specific public service obligations of a technical, financial, and accounting nature established by the Regulatory Authority of Public Services, within the framework of this procedure.5 5 In accordance with the provisions of Law No. 10086 of December 8, 2021, published in Supplement No. 3 to Gazette No. 3 of January 7, 2022.

Energy storage systems: any technology (electrical, magnetic, mechanical, or chemical), with the repeated capacity to store electric energy that was generated at a prior moment, for its deferred use, that is, subsequent to the moment of generation. Pumped-storage plants are included within energy storage.

1.6. Acronyms Aresep: Regulatory Authority of Public Services of Costa Rica. CCSD: quality, safety, and performance criteria (criterios de calidad, seguridad y desempeño) DOCSE: Division of Operation and Control of the Electric System, System Operator and Market Operator (OS/OM) of Costa Rica. ERV: Variable renewable energies (Energías renovables variables) ICE: Costa Rican Institute of Electricity MEN: National Electricity Market. MER: Regional Electricity Market of Central America MINAE: Ministry of Environment and Energy OS: System Operator RMER: Regional Electricity Market Regulation. SEN: National Electric System. SER: Regional Electric System (of Central America) 2. APPLICABLE GENERAL CONSIDERATIONS To integrate generation facilities that use renewable sources into the SEN, the System Operator must verify compliance with the procedure "Safety criteria for the planning, design, and operation of the SEN," as well as the quality, safety, and performance criteria (CCSD) established in regional regulation, so as to verify the availability and sufficiency of regulation reserves, cold reserves, transmission capacity, and the transient, small-signal, and voltage stability of the SEN.

Therefore, to determine the safe penetration capacity of ERV in the SEN, the System Operator must carry out at least the following analyses, as applicable:

▪ Analysis of historical records: statistical analysis of the performance of variable renewable generation over the last 10 years, or according to the maximum historical record available by source type, to determine the variability and the types of events that affect the operation of the SEN and that must be considered in the study. Distributed energy resources must be included in this analysis. ▪ Analysis of the high-voltage transmission network capacity. ▪ Capacity analysis for SEN regulation. ▪ Comprehensive analysis of the results.

The results of the application of this procedure by the System Operator will be published and updated on the website, for mandatory compliance by the agents of the MEN, ARESEP, MINAE, and any other interested party.

The report derived from the application by the OS to determine the maximum safe penetration capacity of ERV with a horizon of at least 3 years and at most 5 years must be updated at least every two years, or within a shorter period if the OS deems it necessary. The analyses, calculation notes, assumptions to be considered, and technical studies must be carried out by the OS, with the participation of the Network Owners, as applicable, and shall be publicly accessible.

The scope of the analyses to be carried out is found in the following sections of this document, according to the generation technology using ERV sources.

3. TYPES OF GENERATION FACILITIES USING VARIABLE RENEWABLE SOURCES The types of generation facilities that use variable renewable resources are the following:

• a)Run-of-river hydroelectric (pass-through) b) Hydroelectric with low-capacity reservoir c) Wind d) Solar photovoltaic e) Distributed solar photovoltaic and small-scale wind generation 4. SPECIFIC ANALYSIS AND INFORMATION BY TECHNOLOGY This section describes the basic or minimum analyses that must be performed, without limiting the undertaking of additional studies that are convenient and timely to satisfy the purpose of this procedure.

4.1 Wind a) Identify the characteristics of the normalized power variations of wind power plants that are in operation in Costa Rica.

• b)Classify the power variations of the wind power plants into: fast, slow, and very slow.
• c)Identify the events that cause the greatest power variations.
• d)Determine the power variations that have the potential to negatively affect the operation of the SEN.
• e)Define the frequency with which power variations that have the potential to negatively affect the operation of the SEN occur.
• f)Define the percentage magnitude of the power variations of wind generation (with respect to the total installed capacity of this type of resource).
• g)Use the percentage magnitude of the power variations in the technical analysis related to the power regulation reserve needs in the SEN.
• h)Determine the correlations of generated power among the different wind power plants.
• i)Establish the topological zones of the SEN, identifying the nodes with the greatest potential and available capacity for the installation of wind generation.
• j)Identify the geographical and topological zones, including connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).
• k)Identify the impact of wind generation on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others.
• l)Establish the minimum requirements regarding regulation reserve, cold reserve, and reactive reserves, according to the voltage control zones and energy backup in the SEN's generation fleet.

4.2 Solar Photovoltaic (generating agent plants) a) Determine the normalized generation variations.

• b)Identify the characteristics of the normalized generation variations.
• c)Determine the correlations of generated power among the currently installed plants.
• d)Establish the topological zones of the SEN, identifying the nodes with the greatest potential and available capacity for the installation of solar generation.
• e)Identify the geographical and topological zones, the connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).
• f)Identify the impact of solar generation on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others (in alignment with the results of the SEN's regulation capacity analyses).
• g)Establish the minimum requirements regarding regulation reserve, cold reserve, and reactive reserves, according to the voltage control zones and energy backup in the SEN's generation fleet.

4.3 Run-of-River Hydro (hydro without reservoir) and Low-Capacity Reservoir Hydro a) Determine the normalized generation variations and correlations among the currently installed plants.

• b)Identify the geographical zones, including connection points, where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity) and the reasons, as well as the necessary works if a greater utilization of the source is desired at a specific location.
• c)Identify the impact of run-of-river and low-capacity reservoir hydroelectric plants on the fulfillment of essential services for the operation of the SEN, such as frequency regulation, power-frequency regulation, voltage regulation, and energy backup, among others (in alignment with the results of the SEN's regulation capacity analyses).
• d)Determine the availability of energy backup in the SEN's generation fleet.
• e)Perform technical analyses of the annual surpluses from hydroelectric generation and their correlation with wind and solar photovoltaic generation.

4.4 Distributed Solar Photovoltaic and Small-Scale Wind Generation a) Analysis of the information available from the Agents of the MEN regarding currently installed distributed generation: magnitude, geographical location, distribution circuits where it is connected.

• b)Establish the zones with the greatest potential, identifying the nodes with available capacity for the installation of distributed generation.
• c)Identify the geographical zones, the connection points where it is not recommended to concentrate more facilities (in alignment with the results of the analyses of the SEN's transmission capacity).

5. CROSS-CUTTING ANALYSES INDEPENDENT OF TECHNOLOGY 5.1 Analysis of Transmission Network Capacity a) Determination of the technical capacities of the currently installed plants and distributed generation.

• b)Modeling of the ERV plants in the complete SEN/SER model for electrical studies with the software for simulating electrical power transmission systems. Distributed generation must be incorporated, with the corresponding aggregated models.
• c)Perform electrical studies for the current condition, assessing transmission constraints and dynamic responses (inertial, primary frequency regulation, voltage regulation, angular and voltage stability, fault current contribution during short circuits).
• d)Identification of the transmission constraints of the SEN and between topological zones of the SEN, and relate them to the incorporation of more ERV generation.
• e)Perform electrical studies for sensitivity analysis regarding the installation of more generation by source type and geographical location. Definition of the maximum penetration with and without transmission reinforcements planned by the transmission agents.
• f)Identification of the maximum magnitudes according to the source type and assessment of the impact of the combined penetration of different sources.
• g)Calculation of the remaining transmission capacity between topological zones of the SEN, or, failing that, of the lack of capacity.
• h)Analysis of the backup that can be obtained from interconnections with other countries.

The study must consider the SEN's generation and transmission expansion plans, as well as the maximum regional power transfers.

5.2 Analysis of SEN Regulation Capacity With a greater integration of ERV, the magnitude of which is derived from the transmission capacity analysis, the minimum fulfillment of the regulation reserves required for the SEN's operation must be verified.

It is required to define the existing and future generators that will form part of the primary, secondary, and tertiary regulation reserves (calculation for each year of the analysis period).

It is also required to determine the requirements for regulation reserves and tertiary reserve based on the degree of installation of new ERV plants in the SEN. It must be determined whether the already established technical criteria are sufficient, or if they need to be expanded.

Likewise, the following tasks must be performed:

• a)Determination of the fulfillment of the minimum regulation reserves in the generation pre-dispatch processes, for current conditions and for greater ERV integration (magnitude derived from the analysis of the SEN's transmission capacity).
• b)Determination of the electrical energy backup requirements for different degrees of ERV integration.
• c)Determination of the fast-response reserve requirements, as well as auxiliary services in general.
• d)Assessment of the improvement needs in ERV forecasts and the incorporation into them of the distributed generation forecast.
• e)Assessment of improvements in the calculation of the secondary regulation reserve (dynamic calculation).

5.3 Comprehensive Analysis of Results Based on the results of the different phases of the analysis, the maximum penetration capacity of variable renewable generation sources in the National Electric System (SEN) is determined, along with a maximum reference distribution for each generation source being evaluated and the limiting factor(s).

In general, the maximum ERV capacity that can be installed in the SEN for the period must be determined, the technical requirements that must be met, and corrective actions in the country's generation and transmission systems.

Additionally, the technical requirements that new facilities must meet must be reviewed and adjusted, when applicable, in aspects such as:

. Low and over-voltage ride-through capability.

. Low and over-frequency ride-through capability.

. Voltage regulation capability.

. Frequency regulation and active power reserve capability.

. Active power output curtailment capability.

. Capability to contribute current during short circuits in the transmission network.

. Compliance with current national and international technical standards.

6. PUBLICATION OF SAFE ERV PENETRATION CAPACITY Once the maximum ERV penetration capacity has been determined and its publication approved, the OS must publish said maximum capacity and the remaining capacity on its website (updated at least every three months), as more ERV facilities are connected to the SEN. This publication must include the identified limiting factors.

7. NON-COMPLIANCE In the event of non-compliance by the Agents of the MEN with the provisions established in this procedure, the OS must inform Aresep so that this entity may take the appropriate measures in accordance with current laws and regulations.

8. TRANSITIONAL PROVISION Upon approval of this procedure, the OS is granted a maximum period of six months to prepare the formats and compile the information, develop the analyses, studies, simulations, modelings, tools, and reports to implement this procedure and to make available on the website the safe penetration capacity of variable renewable energy by technology and topological zones in the SEN.

III.To provide as a response to the positions raised in the public consultation held on February 24, 2023, the content stated in official communication OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, which endorsed and attached report IN-0018-CDR-2023 of April 21, 2023, corresponding to the Response Report to the positions, and to express gratitude for the valuable participation in this process.

IV.To instruct the Secretariat of the Board of Directors to proceed to communicate the report on the positions raised in the public consultation held on February 24, 2023, by the DGAU and to notify the present resolution in a single act to: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.; the Instituto Costarricense de Electricidad; the Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L, (Coopelesca) and Mersis SRL; the content stated in official communication OF-0128-CDR-2023 of April 24, 2023, which endorsed and attached report IN-0018-CDR-2023 of April 21, 2023.

V.To instruct the Secretariat of the Board of Directors, in accordance with the functions established in the RIOF, to carry out the respective publication in the official gazette La Gaceta, of the "Procedure to determine the safe penetration capacity of variable renewable energies in the national electric system."

VI.To instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep to proceed with the dissemination of the present resolution on the institutional website.

VII.To instruct the Energy Superintendency to develop a work plan for the oversight and follow-up of the OS regarding the implementation of this regulatory instrument within the scope of its corresponding competencies.

VIII.To communicate the present resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Energy Superintendency for the corresponding purposes.

X.Transitional Provision. Upon approval of this procedure, the OS is granted a maximum period of six months to prepare the formats and compile the information, develop the analyses, studies, simulations, modelings, tools, and reports to implement this procedure and to make available on the website the safe penetration capacity of variable renewable energy by technology and topological zones in the SEN.

In compliance with the provisions of articles 245 and 345 of the Ley General de la Administración Pública (LGAP), it is hereby informed that against this resolution, the ordinary motion for reconsideration (recurso de reposición) and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión) may be filed before the Board of Directors.

In accordance with article 346 of the LGAP, the motion for reconsideration (recurso de reposición) must be filed within a period of three business days, counted from the business day following the notification of this act, and the extraordinary motion for review (recurso extraordinario de revisión), within the periods indicated in article 354 of that same law.

Effective upon its publication in the official gazette La Gaceta.

LET IT BE PUBLISHED, NOTIFIED, AND COMMUNICATED.

Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica.

Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la ARESEP fijará las tarifas respectivas.

Resulta importante mencionar, que la PGR, en el dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la ARESEP, para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés:

"(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un servicio público. Debido a esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley N.º 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su comercialización (...)".

En esa línea, se debe indicar que la generación distribuida en cuanto a la medición neta sencilla fue delimitada por lo establecido en el dictamen de la PGR C-165-2015 y el Decreto Ejecutivo N.º 39220- MINAE, "Reglamento Generación Distribuida para Autoconsumo con Fuentes Renovables Modelo de Contratación Medición neta sencilla"; reglamento que fue derogado en su totalidad por el Decreto 43879-MINAE "Reglamento a La Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables, N°10086 del siete de enero del 2022", en su artículo 29; publicado por el Poder Ejecutivo en Alcance N° 17 de la Gaceta N° 18 del 01 de febrero de 2023.

4.2. Sobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos La Aresep es una institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los servicios públicos establecidos en la Ley N.º 7593, o bien, de aquellos servicios a los cuales el legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de la Constitución Política y artículo 1 de la Ley N.º 7593). Concretamente, esta Ley establece, en su artículo 5.a, que el servicio eléctrico, en todas sus etapas, constituye un servicio público regulado.

El numeral 3.a) de la Ley N.º 7593, define el servicio público, como el que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea así calificado por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las regulaciones de dicha ley.

El artículo 4 de la Ley N.º 7593, dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros: "c) Asegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del artículo 3 de esta ley; d) Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y (...) f) Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios públicos." Lo anterior, es acorde con lo establecido en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, Decreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC, norma que define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, que establece en su artículo 3, entre otras, la calidad de la energía y dispone en sus artículos 16 y 19, que los factores técnicos bajo los cuales se regulará y evaluará la prestación del servicio a los abonados y usuarios serán: a. La calidad del voltaje y frecuencia de la energía servida; b. La continuidad y confiabilidad en el suministro de la energía y c. La calidad y oportunidad de la prestación del servicio.

Tal y como se indicó, la Ley N.º 7593, le otorgó a la Aresep, facultades suficientes para ejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan en el país, incluidos los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de la Ley N.º 7593.

El artículo 6.d) de la Ley N.º 7593, establece como obligación de la Aresep "(...) fijar las tarifas y los precios de conformidad con los estudios técnicos'', en relación con lo dispuesto en los numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante los cuales se fijan los parámetros, criterios y elementos centrales para la fijación de tarifas conforme al principio de servicio al costo, obligación reiterada en el artículo 4.a).2) del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto 29732-MP.

El artículo 9 de la Ley N.º 7593, dispone que, para ser prestador de los servicios públicos, a que se refiere dicha ley, deberá obtenerse la respectiva concesión o el permiso del ente público competente en la materia, según lo dispuesto en el artículo 5 de la Ley 7593. Se exceptúan de esta obligación las instituciones y empresas públicas que, por mandato legal, prestan cualquiera de estos servicios. Sin embargo, todos los prestadores estarán sometidos a la Ley 7593 y sus reglamentos.

Asimismo, dispone que ningún prestador de un servicio público de los descritos en el artículo 5 de esta Ley, podrá prestar el servicio, si no cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado por la Aresep.

Por otro lado, el artículo 14 de la ley de la Aresep establece que son obligaciones de los prestadores:

"a) Cumplir con las disposiciones que dicte la Autoridad Reguladora en materia de prestación del servicio, de acuerdo con lo establecido en las leyes y los reglamentos respectivos.

• b)(.)
• c)Suministrar oportunamente, a la Autoridad Reguladora, la información que les solicite, relativa a la prestación del servicio.

(.)" En esa línea, le corresponde a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que regula; competencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley N.º 7593, remite al artículo 25 ibidem, el cual establece que la Aresep emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos existentes en el país o en el extranjero, para cada caso.

Normas, que deben concordarse con los artículos 32, 34, 41 y 42 del Decreto Ejecutivo 29847-MP-MINAE-MEIC, los cuales disponen en lo de interés:

"Artículo 32.-Seguimiento técnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación del servicio.

La Autoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes servicios regulados de la industria eléctrica que permita establecer el cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio, para ello empleará:

a. La información que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de la Ley N.º 7593.

b. Cumplimiento de la normativa vigente.

c. Las disposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el Organismo Regulador.

d. Los indicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que el Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.

e. Cualquier otra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea necesaria para cumplir con sus funciones." "Artículo 34.-Emisión de normas técnicas y económicas.

La Autoridad Reguladora, de conformidad con lo estipulado en la Ley N.º 7593 y previa consulta y coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas bajo las cuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores de regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que se logre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de las inversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del mejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación." (Subrayado es nuestro).

"Artículo 41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora.

Como parte de las responsabilidades y potestades que le asigna la Ley N.º 7593 a la Autoridad Reguladora, ésta será responsable de:

a. Promulgar las normas técnicas y económicas para la debida prestación del servicio.

b. Evaluar, regular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de este reglamento y de las normas correspondientes.

c. Aplicar las sanciones estipuladas en la Ley N.º 7593 y su Reglamento." "Articulo 42.-Sanciones. Las sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de este reglamento o de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora, se harán de conformidad con lo que dispone la Ley N.º 7593 y leyes conexas." De esas normas, se puede extraer, que la Aresep, tiene la competencia exclusiva y excluyente, para la regulación de los servicios públicos indicados en la Ley N.º 7593, competencia que es irrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el numeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP).

En ese sentido, definir y establecer las metodologías o modelos tarifarios, fijar las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación, los procedimientos y normas técnicas que garanticen la correcta prestación de los servicios públicos, forma parte esencial de las competencias conferidas a la Aresep.

Ratificando lo anterior, la Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N° 001687-F-S1- 2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep, que "la Autoridad Reguladora se constituye en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados (...). Sus potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que regularan el contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios".

Ahora bien, tal y como se indicó anteriormente, la Aresep, tiene competencias exclusivas y excluyentes para fijar tarifas, establecer las metodologías, procedimientos y normas técnicas, y en ese ejercicio debe considerarse lo dispuesto en la Ley N.º 7593 ya analizada.

En este sentido, dichos instrumentos regulatorios, deben ajustarse a la realidad de la prestación del servicio público de que se trate, conforme a criterios fácticos, técnicos, científicos o jurídicos en cumplimiento del interés público, para lo cual, la Aresep ostenta facultades técnicas exclusivas y excluyentes.

Para ejercer estas competencias, la Aresep debe siempre estar ajustada a que todas sus actuaciones deben dictarse apegadas a las reglas unívocas de la ciencia y la técnica, tal y como lo señala el artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública, Ley N.º 6227:

"(.)

1. En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia.

2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas de los elementos discrecionales del acto, como si ejerciera contralor de legalidad.

(.)" Ahora bien, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 10086, en su artículo 6, inciso f) punto ii), en el cual el legislador definió a la Aresep la función de elaborar el instrumento regulatorio que deberá aplicar el Operador del Sistema para determinar la capacidad de penetración segura de renovables al SEN. Dicha Ley se estará analizando en el punto siguiente.

De tal manera, la Aresep tiene amplias potestades para establecer y utilizar los instrumentos regulatorios que considere convenientes, en tanto se respete, la razonabilidad, proporcionalidad, las reglas de la ciencia y técnica o de los principios elementales de justicia, lógica o conveniencia (artículos 119 del Código Procesal Contencioso Administrativo en concordancia con los artículos 15, 16, 158 inciso 4 y 160 de la LGAP).

Aunado a lo anterior, resulta necesario hacer referencia sobre el tema de la discrecionalidad técnica de la Aresep, para elaborar, definir y establecer los instrumentos regulatorios, y las competencias exclusivas y excluyentes de éstos, entre otras cosas, para determinar los procedimientos y normas técnicas que le permitan ejercer su función regulatoria, ello de conformidad con los artículos: 4, 5 inciso f); 6, 31; 53 inciso n); todos de la Ley N.º 7593, así como el artículo 6 inciso 16) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF). Así las cosas, la discrecionalidad es para elegir en una primera etapa los instrumentos técnicos que correspondan, que serán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización, etapa en la que opera una reducción de la discrecionalidad de la Aresep.

Ahora bien, el instrumento regulatorio acá propuesto es específicamente uno de los procedimientos técnicos que servirán de guía metodológica y que incluirían criterios, para que a quienes les alcance puedan valorar la capacidad de penetración que se menciona en el punto ii) del inciso f) del artículo 6 de la Ley N.º 10086. Por lo que se concluye que se trataría de un procedimiento técnico y no de modelos o metodologías tarifarias.

Por su parte, también es necesario observar que el inciso c) de ese mismo artículo, hacer referencia a la formulación y revisión de reglamentación técnica, según se dispone del artículo 25 de la Ley N.º 7593. Dicho artículo dispone:

"Artículo 25.- Reglamentación La autoridad reguladora emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme a los estándares específicos existentes en El País o en el extranjero, para cada caso." Entendida, en términos generales, la reglamentación como un conjunto de normas o reglas, deben considerarse que en el caso del artículo 25 transcrito, la reglamentación refiere a un conjunto de reglas o normas asociadas a las condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, que defina la Aresep a fin de que nadie pueda prestación de los servicios públicos.

Según dispuso el CDR en el oficio OF-0175-CDR-2022, del 1 de junio del 2022, Los procedimientos técnicos que se mencionan, tendrían una función de guía metodológica a partir de diversos criterios, lo que muestra que no se trataría específicamente de un reglamento técnico, en el cual se establezcan reglas y normas asociadas a las condiciones de prestación del servicio público (calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima).

Este procedimiento propuesto involucra aspectos técnicos que son dinámicos, es decir que pueden cambiar de manera constante en el corto plazo, siendo el procedimiento un instrumento idóneo para la estipulación de éstos aspectos técnicos pues su aprobación, por su naturaleza, se realiza a través de un proceso de consulta pública, contemplando siempre la importante participación de los interesados y el análisis de sus posiciones, en cumplimiento del artículo 365 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP).

4.3. Ley N° 10086 "Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables" La ley tiene como objetivo establecer las condiciones necesarias para promover y regular, bajo un régimen especial de integración eficiente, segura y sostenible, las actividades relacionadas con el acceso, la instalación, la conexión, la interacción y el control de recursos energéticos distribuidos basados en fuentes de energía renovables. (Ley N° 10086, Artículo 1).

En cuanto a su alcance, la Ley N° 10086 es aplicable a todo abonado, generador distribuidor, persona física o jurídica que posee u opera DER, empresas distribuidoras y demás participantes del SEN, el MINAE, la Aresep y operador del sistema. (Ley N° 10086, Artículo 3).

Asimismo, se establece en lo conducente en el artículo 6 de la Ley N° 10086 que, son funciones de la Aresep:

(.)

• a)Dictar, aprobar, y fiscalizar el cumplimiento de todos los instrumentos regulatorios requeridos para asegurar la calidad, confiabilidad y seguridad, así como para la integración eficiente, segura y sostenible de los recursos energéticos distribuidos y los servicios auxiliares que estos puedan prestar, según lo dispuesto en la presente ley, en estricto apego a los principios regulatorios que orientan el proceso de regulación económica y de la calidad de servicio público relacionado con el suministro de energía eléctrica, en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización.
• b)Fijar las tarifas que sean necesarias para la adecuada integración de los recursos energéticos distribuidos que se interconecten a las redes del SEN, según lo dispuesto en la presente ley, para el óptimo desarrollo de la energía eléctrica en Costa Rica y el mayor interés público la fijación tarifaría debe garantizar que no se creen subsidios o cargas económicas en favor de aquellos usuarios que posean o instalen recursos energéticos distribuidos y en detrimento de abonados y participantes del SEN, atendiendo las buenas prácticas de la contabilidad regulatoria, debiendo separarse los cargos de los recursos energéticos distribuidos de las empresas distribuidoras por costos fijos y costos variables del SEN.

Las tarifas para la integración y operación de los recursos energéticos distribuidos deben considerar el costo de los servicios auxiliares y respaldo que brinda el SEN, la disponibilidad de la red, los costos de interconexión y acceso, los peajes de distribución y transmisión, los costos e inversiones en la red, así como cualquier otro que la ARESEP establezca mediante el instrumento regulatorio aplicable al efecto.

• c)Dictar el instrumento regulatorio aplicable que fije el precio de compra de excedentes entre las empresas distribuidoras; así como entre las empresas distribuidoras y el generador distribuido, así como de prestación de servicios auxiliares, definidos en el artículo 12 de la presente ley.

(.)

• f)Definir y formalizar el instrumento regulatorio requerido para la elaboración de estudios que deberán aplicar:
• i)Las empresas distribuidoras para determinar la capacidad de penetración de los distintos recursos energéticos distribuidos por circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del SEN.
• ii)El OS para determinar la capacidad de penetración segura de generación que utiliza fuentes renovables en el SEN.
• g)Dictar el instrumento regulatorio para habilitar la integración de los recursos energéticos distribuidos al SEN.

(.)

• m)Dictar y aplicar los instrumentos regulatorios necesarios para regular los servicios de interés general vinculante; al servicio público establecidos en la presente ley, así como definir los requisitos y las condiciones para otorgar la habilitación de estos; los cuales estaré-'m sujetos a las obligaciones de servicio público tales como (i) calidad, (ii) cantidad, (iii) confiabilidad, (iv) continuidad, (v) oportunidad, (vi) seguridad, (vii) tarifas, (viii) garantías de acceso al servicio, (ix) prestación óptima, (x) suministro de información.

(.)" Como se puede observar la Ley N° 10086, dispone que la Aresep ejerza al amparo de sus competencias, la regulación de los servicios de interés general (que así corresponda), aunque no se traten de servicios públicos en el sentido estricto, tomando en consideración que conforme al artículo 6 de dicha ley, la Aresep debe ejercer dichas funciones.

Ahora bien, sobre los servicios de interés general, de conformidad con el artículo 2 inciso s) de la Ley N° 10086, se indica lo siguiente:

". servicios o actividades económicas accesorias o complementarias vinculados al servicio público de suministro de energía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés general sujetas a obligaciones específicas de servicio público técnico, financiero y contable que establezca la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, en el marco de la presente ley." Se desprende de lo anterior, que los servicios de interés general como lo es la compra-venta de excedentes de energía eléctrica producto de la generación distribuida para autoconsumo, no son servicios públicos en sí mismos, pero pueden estar directamente vinculados a un servicio público, el de suministro de la energía eléctrica en todas sus etapas, lo que implica que podrían coadyuvar en la satisfacción del interés general.

Tal y como lo analizó la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria de la Aresep (DGAJR) mediante el oficio OF-0045-DGAJR-2022 -el cual analizó la implicaciones sobre el pago del canon de regulación a favor de la ARESEP-, y de lo cual esta Fuerza de Tarea coincide, la ley 10086, estableció que los servicios de interés general son servicios o actividades económicas accesorias o complementarias vinculadas a un servicio público expresamente regulado por la Aresep, de forma que, se podrían encontrar íntimamente asociadas a dicha regulación, lo que implica que, a fin de prever una prestación adecuada de dicho servicio público, su regulación se debe extender a los servicios vinculados a éste, de manera que se verifique que efectivamente se interrelacionan a la red eléctrica, colaborando y permitiendo una prestación conforme a la Ley N° 7593.

Si bien los servicios de interés general, como en el caso que nos ocupa, no necesariamente se encuentran automáticamente regulados por la Aresep, pasan a formar parte de dicho ámbito de regulación (en aplicación de la Ley N° 10086 y N° 7593), en el tanto, efectivamente se encuentren interactuando con la red eléctrica. Es decir, debe considerarse que los servicios de interés general se asocian al servicio de suministro de energía eléctrica y por ende, al ámbito de la regulación, en el momento en que se interconectan con el SEN, sea entregando o no excedentes a la red (incisos k y m) del artículo 2 de la Ley N° 10086), pues dicha interconexión, implica que se es parte de la red eléctrica, lo que claramente, puede tener implicaciones sobre la operación y funcionamiento de ésta.

De lo anterior, se puede concluir que, los servicios de interés general (dispuestos en artículo 11), entre otros la venta de excedentes de energía eléctrica producto de la generación distribuida para autoconsumo, la Ley N° 10086 dispone en su artículo 6, las funciones que le corresponde efectuar a la Aresep.

Dichas funciones reflejan en conjunto el ejercicio de todas las potestades que se le han asignado a la Aresep mediante la Ley N° 7593, fiscalización, normativa, tarifaria y sancionadora, de modo que, el legislador está disponiendo que este Ente Regulador, le debe dar a dichos servicios un trato regulatorio con la misma amplitud que a los servicios públicos definidos en el artículo 5 de la Ley N° 7593. Lo anterior, en el entendido de que, dichos servicios de interés general efectivamente tengan una operación que interactúa con la red eléctrica.

4.4. Reglamento a la ley de promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables (Decreto N° 43879-MINAE) El decreto ejecutivo N.º 43879-MINAE publicado en el Alcance N.º 17 de La Gaceta N.º 18 del primero de febrero 2023, derogó el decreto 39220 aprobado para introducir y regular la generación eléctrica distribuida en Costa Rica.

El decreto 43879 MINAE se justifica en base a los considerandos que se mantiene en vigencia un plan nacional de descarbonización para sustituir los derivados del petróleo por energía eléctrica, y que los recursos energéticos constituyen factores esenciales y estratégicos para el desarrollo socio económico y sostenible del país, por lo que es indispensable planificar su desarrollo a fin de asegurar el abastecimiento oportuno y eficiente de electricidad, y de esta forma generar una estrategia de gestión que le permita a los entes del estado relacionados con la actividad energética, la participación y alianza con los sectores de la sociedad, y así, reducir la vulnerabilidad de nuestra economía a factores externos.

Así pues, de conformidad con el artículo 1 del decreto 43879 MINAE, se establece el objetivo de esta norma, en el cual se indica lo siguiente:

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 las reglamentaciones dictadas por el MINAE y ARESEP.

En el artículo 3 de dicho cuerpo normativo dispone es de aplicación obligatoria para todos los abonados, generadores distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen, diseñen, ensamblen, instalen, conecten, integren, controlen un recurso de energía renovable, ya sea para uso en las instalaciones de los usuarios finales o para ser interconectados al sistema nacional eléctrico así como a las empresas eléctricas cuando sus DER o dispositivos de energía renovable sean interconectados al SEN, en sus diferentes modalidades y servicios auxiliares asociados a ser definidos por la ARESEP.

Es de suma importancia el decreto por cuanto no solo regula a los abonados eléctricos y a las empresas distribuidoras, sino que también a las personas físicas o jurídicas involucradas con el ensamble, integración e instalación de los dispositivos o equipos conocidos de ahora en adelante como DERs.

4.5. Norma Técnica de Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN) La primera versión de esta norma técnica se publicó en el Alcance N.º 12 de La Gaceta N.º 69 del 8 de abril de 2014, cuyo propósito es definir un marco regulatorio que articule el SEN en su totalidad y su última actualización fue realizada por la Junta Directiva mediante resolución RJD-030-2016 publicada en el Alcance N.º 25 a La Gaceta N.º 37 del 23 de febrero de 2016, con el fin de atender lo dictaminado por la PGR en su Dictamen C-165-2015 del 25 de junio de 2015, donde concluyó que la generación distribuida con fuentes renovables para autoconsumo, en su modalidad de neteo simple, no constituye un servicio público, por ser actividad realizada por los abonados a efecto de cubrir sus propias necesidades de energía eléctrica, mediante la aplicación de tecnologías disponibles de generación eléctrica para autoconsumo y que son instaladas por iniciativa propia.

Asimismo, al no haberse promulgado en aquel momento la Ley N.º 10086, la PGR concluyó en entonces que la medición neta completa debía ser considerada dentro de la prestación de servicio público sujeta a lo dispuesto en la Ley N. 7200 y la Ley de la ARESEP. Por lo que la generación distribuida con venta de excedentes requería concesión de servicio público, conforme lo dispuesto en las citadas Leyes y sus reformas.

Al analizar la última versión vigente de la AR-NT-POASEN, se señala que en lo relativo a Generación Distribuida se contemplan aspectos que regulan la relación empresa distribuidora y productores consumidores y las modalidades de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables interconectadas a la red, así como cumplimiento de normativa técnica en materia de distribución, para que la conexión de estos elementos no vaya a ocasionar afectación al sistema de distribución eléctrica, siendo sujeta de revisión de la normativa técnica vigente a partir de la entrada en vigor de la Ley N.º 10086.

4.6. Norma Técnica de Supervisión de la comercialización del suministro eléctrico en baja y media tensión (AR-NT-SUCOM) Esta norma técnica resulta importante debido a que define entre otros aspectos las condiciones técnicas, comerciales y contractuales entre el abonado productor y la empresa distribuidora. Según esta norma, todo aquel abonado que desee generar su propia electricidad deberá suscribir un contrato con la empresa distribuidora de servicio eléctrico, así lo estipula el capítulo XVI en su artículo 127: "Cualquier abonado o usuario actual o futuro, puede constituirse como abonado o usuario productor, mediante la firma de un 'Contrato de interconexión para abonados productores".

Es importante destacar que el MINAE, con el objetivo de homologar elementos contractuales entre las partes (abonado productor y empresa distribuidora), definió un contrato tipo para el servicio de interconexión. Esto brinda cierta seguridad al abonado, en el sentido de que los elementos descritos en el contrato son avalados por el ente rector.

Asimismo, el abonado productor deberá cancelar lo correspondiente al costo por acceso e interconexión a la red de distribución, al respecto el artículo 133 dicta: "El abonado-productor deberá cancelar mensualmente a la empresa eléctrica el costo de acceso e interconexión a la red de distribución, según lo establezca la Autoridad Reguladora".

Además, el abonado productor deberá de cancelar en su facturación los cargos relacionados con el alumbrado público, según se indica en el artículo 135:

"Los productores consumidores pagarán el alumbrado público sobre el total de la energía retirada de la red, la cual se entenderá como la sumatoria de la energía retirada del consumo diferido asociado a la generación para autoconsumo en su modalidad contractual medición neta sencilla y la energía vendida por la empresa distribuidora." En resumen, la norma técnica AR-NT-SUCOM regula elementos técnicos ingenieriles de calidad del suministro eléctrico. Además, establece los aspectos comerciales y contractuales entre los distintos tipos de abonados (incluyendo el abonado productor) con las empresas distribuidoras, para lo cual, asigna todo un capítulo al respecto.

Al igual que la norma AR-NT-POASEN, la AR-NT-SUCOM vigente se encuentra actualmente en un proceso de revisión a partir de la entrada en vigor de la Ley N.º 10086, la cual, como se ha indicado, representa una serie de cambios significativos en el marco legal, económico y técnico de los recursos energéticos distribuidos.

4.7. Sobre el tipo de instrumento regulatorio a desarrollar al amparo del artículo 6 inciso f) de la Ley 10086 El 17 de mayo de 2022, mediante oficio OF-0153-CDR-2022, se realizó a la DGAJR la solicitud de criterio sobre mecanismo de participación ciudadana aplicable para el caso de dos instrumentos regulatorios por desarrollar según lo dispuesto en Ley No. 10 086, artículo 6 inciso f, puntos i) y ii).

Sobre este punto, se reitera el análisis realizado DGAJR mediante el oficio OF-0421- DGAJR-2022 -el cual analizó el mecanismo de participación ciudadana aplicable al desarrollo de instrumentos regulatorios indicados en el inciso F) Punto II) y III) el artículo 6 de la ley promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables, Nº10086-, y de lo cual esta Fuerza de Tarea coincide en su totalidad, en el cual, por la importancia que tiene dicho análisis en el presente informe, se extraen las siguientes conclusiones:

(.)

1. El artículo 6 inciso f) puntos ii) y iii), de la Ley N.º 10086, dispone que la Aresep defina y formalice los instrumentos regulatorios requeridos para que, tanto las empresas distribuidoras como el OS, determine la capacidad de penetración, en el primer caso, de los distintos recursos energéticos distribuidos por circuito de distribución que se integran con las redes de distribución del SEN, y en el segundo caso, de generación que utiliza fuentes renovables en el SEN.

2. El inciso f), puntos ii) y iii) del artículo 6 de la Ley N.º 10086, referencia a "instrumentos regulatorios", sin especificar el tipo de instrumento, por lo que se entiende que el legislador dejó la definición de este aspecto, a cargo de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), para que sea esta, en el ámbito de sus competencias dispuestas según la Ley N.º 7593 y considerando la especialidad técnica que la caracteriza, la que disponga el tipo de instrumento regulatorio que correspondería elaborar, aprobar y aplicar.

3. Dentro de la gama de instrumentos regulatorios, existe posibilidad, según cada caso particular, de emitir por parte del Aresep, metodologías tarifarias, reglamentos o normas técnicas, procedimientos, entre otros, determinándose el tipo de instrumento según su contenido y finalidad.

4. La elaboración de cada instrumento regulatorio debe atravesar el debido proceso, del cual forma parte de la aplicación de un mecanismo de participación ciudadana que permita la intervención de los diferentes interesados en la elaboración de este. No obstante, el mecanismo aplicable depende del tipo de instrumento a desarrollar, por ello resulta esencial definirlo, a fin de determinar si corresponde realizar una audiencia, o bien, una consulta pública.

5. Según indicó el CDR en el oficio OF-0175-CDR-2022 del 1 de junio de 2022, los instrumentos regulatorios a proponerse serán procedimientos técnicos, que fungirían como una guía metodológica, con criterios que orientarán la valoración, tanto, para el caso del punto ii) como iii) del inciso f) del artículo 6 de la Ley N.º 10086.

6. Para ejercer el derecho de participación ciudadana se han definido diversos mecanismos que permiten la intervención oportuna y activa de la ciudadanía, a saber: la audiencia pública y la consulta pública, según sea el caso. ambos son mecanismos de participación ciudadana reconocidos de la regulación de servicios públicos, pero resultan aplicables en casos diferentes.

7. En cuanto a la audiencia pública, el legislador fue expresó al disponer que el artículo 36 de la Ley Nº7593, los supuestos específicos en los cuales resulta indispensable la aplicación de este mecanismo.

8. El listado incorporado por el legislador en el artículo 36 de la Ley Nº7593, no es exhaustivo en cuanto a la totalidad de asuntos que la ley analiza en el ejercicio de sus competencias, quedando excluidos de la celebración de la audiencia pública muchos otros que igualmente debe resolver.

9. La Aresep venido aplicando otro mecanismo de participación ciudadana: la consulta pública, que también implica que todo interesado pueda intervenir con su posición y alegatos en la discusión referente a alguna propuesta específica en estudio.

10. Partiendo de que los instrumentos regulatorios a emitirse serían procedimientos técnicos y no reglamentación técnica como tal, o modelos o metodologías tarifarias, es posible descartar su relación con los incisos c) y d).

11. A pesar de que no resultaría aplicable la audiencia pública para el caso en cuestión, es necesario señalar que, dichos procedimientos técnicos igualmente podrían tener una incidencia en la esfera jurídica de la ciudadanía, lo que ameritaría la celebración de consulta pública, a fin de brindar el espacio de participación ciudadana necesario.

(.)

4.8. Sobre el aprobador y responsable del proceso de consulta pública de los procedimientos técnicos, señalados en la Ley N° 10086.

Finalmente, el 4 de julio de 2022, mediante oficio OF-0215-CDR-2022, el CDR realizó a la DGAJR la consulta sobre aprobador y responsable del proceso de consulta pública de procedimientos técnicos señalados en Ley N.º 10086.

En ese sentido, sobre la instancia, dependencia y responsable en la Aresep de realizar los procesos de consulta pública y de aprobar las resoluciones correspondientes a los procedimientos establecidos en el artículo 6, inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10086, dentro del análisis realizado por la DGAJR mediante el oficio OF-0551-DGAJR-2022 del 1 de agosto del 2022, se extrae en lo conducente:

(.)

La consulta que ahora se conoce, refiere a la dependencia institucional de la Aresep, que debería realizar dicho proceso de consulta pública y al órgano que le correspondería aprobar los procedimientos.

Al respecto, lo primero que debe señalarse es que, el artículo 6, inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10086, solamente dispone que la definición y formalización de dichos procedimientos, será parte de las funciones de la Aresep, sin definir ningún detalle sobre el procedimiento a seguir para su elaboración y aprobación, de forma que será la propia Aresep, quien deba definir lo que corresponda.

Dicho lo anterior, es preciso considerar que, si bien para efectos de definir el tipo de mecanismo de participación ciudadana que debe aplicarse en determinado asunto, es necesario considerar el tipo de instrumento regulatorio a emitirse (dado el listado taxativo dispuesto en el artículo 36 incisos c) y d) de la Ley N° 7593), en realidad, las metodologías tarifarias y las normas o reglamentos técnicos (para los cuales se realiza audiencia pública) no son los únicos cuerpos regulatorios que emite la Aresep a fin de cumplir con su labor, pues el ámbito normativo que ésta como ente regulador debe desarrollar, es mucho más amplio, abarcando otros tipos de herramientas normativa como procedimientos, protocolos, entre otros.

Esos otros cuerpos normativos que se emitan fuera del listado del artículo 36 de la Ley N° 7593, en el tanto lo requieran por su contenido y alcance, igualmente serán de conocimiento de la ciudadanía mediante una consulta pública, no obstante, lo que en este punto interesa, es que, indistintamente del mecanismo de participación ciudadana que se emplee para definir un instrumento o cuerpo regulatorio, el ordenamiento jurídico de naturaleza regulatoria que puede establecer la Aresep es amplio y variado.

Ahora bien, siendo que según corresponda, la Aresep puede emitir metodologías tarifarias, normas, reglamentos técnicos, procedimientos, protocolos, entre otros, es preciso considerar que todos ellos, forman parte de un amplio ámbito normativo que busca establecer reglas que orienten el quehacer regulatorio con el fin de que la Aresep ejerza las competencias y potestades dispuestas mediante la Le N° 7593.

Partiendo de la Ley N° 7593, se denota que en su literalidad, ésta solamente hace referencia a los modelos tarifarios, normas y reglamentos, sin mencionar expresamente, cualquier otro tipo de cuerpo normativo que pueda emitir la Aresep, no obstante, como se ha dicho, éstos no son los únicos que pueden ser aprobados para desarrollar su labor regulatoria.

En este sentido, el Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado (RIOF), en su artículo 6, incisos 14) y 16) en complemento del artículo 53 de la Ley N° 7593, ha definido que sea la Junta Directiva de la Aresep, la que proceda con la aprobación de las metodologías tarifarias y los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley.

De lo anterior, se desprende que, aunque como se ha dicho, la Ley N° 7593 y el RIOF, no señalan la totalidad de los posibles cuerpos normativos que emite la Aresep, igualmente, a los que no se indican se les debe dar el mismo trato que a los mencionados, pues de la misma forma, se requieren para la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley.

De la interpretación armónica de las normas indicadas, dentro de un marco de razonabilidad y lógica, se desprende del espíritu de éstas, que le corresponde la aprobación de tales procedimientos a la Junta Directiva de la Aresep, en aplicación del principio del paralelismo de las formas (derivado del artículo 7 de la Ley General de la Administración Pública) que rige en el Derecho Administrativo, al ser instrumentos de alcance general, que afectan a una pluralidad de actores.

Al respecto, debe evidenciarse que la relación de un cuerpo normativo o instrumento regulatorio que se emita, con la correcta aplicación del marco regulatorio legalmente dispuesto, resulta estar asociada a las funciones de la Junta Directiva, como órgano superior supremo de la Aresep, en el tanto le corresponde velar por al ejercicio de las potestades y competencias que le han sido conferidas como Ente Regulador.

En el caso que nos ocupa, los procedimientos técnicos a los que se refiere el artículo 6 inciso f) puntos i) y ii) de la Ley N° 10.086, están asociados con la correcta aplicación del marco regulatorio relacionado con los recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables. Dicho marco regulatorio se compone, según ha dispuesto la Ley N° 10086, por una serie de instrumentos regulatorios, todos los cuales están en proceso de elaboración por parte de la Aresep, a la luz de los transitorios dispuestos en ese mismo cuerpo normativo.

Tales instrumentos buscan darle aplicabilidad a la Ley N° 10.086, siendo que, se están desarrollado por parte del CDR considerando sus funciones establecidas en el RIOF, y posteriormente, serán aprobados por la Junta Directiva también, según sus funciones. En este sentido, debe acotarse que los procedimientos técnicos sobre los que se consulta son un complemento técnico, de esos otros instrumentos en construcción, e igualmente, permitirán la correcta aplicación del marco regulatorio.

Lo anterior quiere decir que, además, resulta razonable buscar homogeneidad y compatibilidad entre todos los instrumentos regulatorios a definir, incluyendo los procedimientos técnicos en cuestión, lo que indica que resulta oportuno que el CDR realice el trámite de construcción de los mismos al igual que con los otros, ello considerando que, según el artículo 21 del RIOF, dicha Dirección General es la responsable del proceso institucional de investigación y desarrollo de la regulación, con funciones como: "(.) 2. Liderar la innovación y mejora continua del proceso de regulación. 3. Revisar la validez y competitividad de los modelos que están siendo aplicados por Aresep para regular los servicios públicos. 4. Investigar las mejores prácticas y estado del conocimiento sobre regulación de servicios públicos y su aplicabilidad en la Aresep. (.)" (.)

De lo anterior, se desprende que, salvo algún caso justificado por las funciones de alguna otra dependencia institucional, el CDR conforme a sus funciones, se encuentra llamado a desarrollar los instrumentos regulatorios dispuestos en la Ley N° 10086 y tramitar el respectivo procedimiento, cuyas propuestas serían sometidas para aprobación de la Junta Directiva, para lo cual deberá instruir el procedimiento de consulta pública, según corresponda.

5. ENFOQUE CONCEPTUAL 5.1. Propósito El principal objetivo es establecer los criterios aplicables para que el OS determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el SEN, de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente.

5.2. Campo de aplicación Este procedimiento de capacidad de penetración aplica a:

a. El Operador del Sistema (OS).

b. Los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (Agentes del MEN) c. Las centrales o unidades generadoras del SEN, incluyendo centrales conectadas a la red de transmisión o conectadas a la red de distribución y con una potencia superior o igual a un (1) MW, y las empresas propietarias de dicha generación, denominadas a dicho efecto "agente generador" en este procedimiento técnico.

d. Todo prestador de servicios auxiliares.

e. Generadores distribuidos para autoconsumo.

[.]

IX.Que en la sesión ordinaria 45-2024, celebrada el 6 de junio de 2024, cuya acta fue ratificada el 12 de junio de 2024, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, una vez analizada la solicitud formulada y con fundamento en el oficio OF-0128-CDR-2023 del 24 de abril de 2023, en el cual se adjuntó el informe IN-0019-CDR-2023, que corresponde al informe técnico final de la propuesta del "Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional", el informe IN-0018-CDR-2023, que corresponde al informe técnico sobre las respuestas a las posiciones presentadas en la consulta pública, así como el oficio OF-0272-DGAJR-2023 del 11 de mayo de 2023 de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, acuerda dictar la presente resolución, tal y como se dispone.

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus reformas, en la Ley N.º 10086, en la General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.Dar por recibido el oficio OF-0128-CDR-2023, 24 de abril de 2023 en el cual se adjuntó el informe IN-0019-CDR-2023 correspondiente al informe técnico final del "Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico Nacional" y el informe IN-0018-CDR 2023, que corresponde al informe técnico sobre las respuestas a las posiciones presentadas en la consulta pública, así como el oficio OF-0272-DGAJR-2023 del 11 de mayo de 2023 de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria.

II.Dictar el siguiente "Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional", para que se lea de la siguiente manera:

PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA CAPACIDAD DE PENETRACIÓN SEGURA DE ENERGÍAS RENOVABLES VARIABLES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 35 1. GENERALIDADES 35 1.1. Propósito 35 1.2. Campo de aplicación 35 1.3. Obligaciones de los sujetos de aplicación 36 1.4. Documentos relacionados 37 1.5. Definiciones 37 1.6. Acrónimos 39 2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES 40 3. TIPOS DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN CON FUENTES RENOVABLES VARIABLES 41 4. ANÁLISIS E INFORMACIÓN ESPECÍFICA POR TECNOLOGÍA 41 4.1 Eólica 41 4.2 Solar fotovoltaica (plantas de agentes generadores) 42 4.3 Hidroeléctrica a filo de agua (hidro sin embalse) y con embalse de baja capacidad 43 4.4 Generación distribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña escala 43 5. ANÁLISIS TRANSVERSALES INDEPENDIENTES DE LA TECNOLOGÍA 44 5.1 Análisis de la capacidad de la red de transmisión 44 5.2 Análisis de capacidad para la regulación del SEN 45 5.3 Análisis integral de los resultados 45 6. PUBLICACIÓN DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN SEGURA DE ERV 46 7. INCUMPLIMIENTOS 46 8. TRANSITORIO 46 1. GENERALIDADES 1.1. Propósito El presente procedimiento establece los criterios aplicables para que el Operador del Sistema (OS) determine la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de manera que se cumpla con los criterios de seguridad, calidad y desempeño establecidos en la regulación nacional y regional vigente.

1.2. Campo de aplicación Son sujetos de aplicación de este procedimiento:

• 1)El Operador del Sistema (OS).
• 2)Los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (Agentes del MEN) 3) Las centrales o unidades generadoras del SEN, incluyendo centrales conectadas a la red de transmisión o conectadas a la red de distribución y con una potencia superior o igual a un (1) MW, y las empresas propietarias de dicha generación, denominadas a dicho efecto "agente generador" en este procedimiento técnico.
• 4)Todo prestador de servicios auxiliares.
• 5)Generadores distribuidos para autoconsumo.

1.3. Obligaciones de los sujetos de aplicación a) Son obligaciones de los agentes del MEN y participantes del SEN: a. Cumplir con las disposiciones que dicte este procedimiento. b. Suministrar al OS la información técnica que requiere para la aplicación de este procedimiento en los plazos y formatos que este determine.

c. Reportar al OS las características técnicas y fechas estimadas de inicio de operación de los proyectos de generación que utilicen energías renovables variables.

• b)Son obligaciones del OS:

a. Elaborar los análisis y aplicación de criterios establecidos en este procedimiento.

b. Mantener actualizada y publicada en su página web la capacidad máxima de penetración con fuentes de energía renovable variable y la capacidad que queda disponible, con base en la información de los proyectos de generación que entren en operación en el SEN y de la autorización de las conexiones de generadores distribuidos para autoconsumo.

c. Aplicar este procedimiento y actualizar como mínimo cada dos años los estudios que permiten obtener la capacidad máxima (potencia máxima) que se puede instalar de fuentes de generación renovable variable, o con un periodo menor si se demuestra técnicamente ante el ente regulador, una mayor necesidad y capacidad de admisión de nuevas fuentes variables o a petición del ente regulador o ente rector. Cuando corresponda, la capacidad máxima de penetración será establecida por zona topológica del SEN, de acuerdo con lo indicado en las secciones 4 y 5, de este procedimiento.

1.4. Documentos relacionados 1.4.1 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional -RMER 1.4.2 Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), aprobado mediante la resolución RE-0140-JD-2019, en 1.4.3 Procedimiento Integración al SEN de renovables variables y sistemas de almacenamiento, aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 1.4.4 Procedimiento de Criterios de seguridad para la planificación, diseño y operación del SEN aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 1.4.5 Requisitos mínimos de protecciones para plantas generadoras y sistemas de almacenamiento aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 1.4.6 Procedimiento para establecer las conexiones al SEN aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 1.4.7 Procedimiento para la implementación de enlaces de telecontrol. aprobado mediante la resolución RE-0143-JD-2021 1.4.8 Norma técnica "Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional." (AR-NT-POASEN) 1.4.9 Normas y Reglamentos técnicos en materia de calidad de energía que establezca la Aresep 1.5. Definiciones Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, MEN:

Son agentes del Mercado Eléctrico Nacional:

• a)Instituto Costarricense de Electricidad: responsable de la satisfacción de la demanda nacional de electricidad. Participa en Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. Responsable de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional y de la Planificación Eléctrica Nacional.
• b)Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.: participa en generación hasta su propia demanda, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.
• c)Generadores privados: participan en generación eléctrica con contrato de compra de energía suscrito con el ICE por disposición de la Ley 7200 capítulos I y II.
• d)Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.: participa en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.
• e)Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago: participa en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal.
• f)Cooperativas de Electrificación Rural: participan en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal. Siendo actualmente la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L., la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L., Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos R.L., Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz R.L.
• g)Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica R.L.: participa en generación de electricidad en conjunto con las Cooperativas asociadas, de conformidad con la Ley 8345.
• h)Usuarios conectados en alta tensión: abonado en alta tensión, persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en alta tensión.
• i)Y otros legalmente autorizados.

Centrales de bombeo: centrales hidráulicas que operan con dos embalses de acumulación de agua, localizados de manera tal que exista una diferencia de altura entre ellos para permitir el bombeo de agua para su almacenamiento y posterior utilización en la generación de electricidad.

Fuentes de energía renovable: fuentes de energía que están sujetas a un proceso de reposición natural y que están disponibles en el medio ambiente inmediato, tales como: la energía del sol, el viento, la biomasa, el agua, las mareas y olas, y los gradientes de calor natural.

Fuentes de energía renovable variables: fuentes de energía renovable cuya fuente de energía primaria varía con el tiempo, se caracterizan por su comportamiento no constante en el tiempo e incierto, dependiente de las condiciones meteorológicas o hidrológicas y, por lo tanto, difícil de pronosticar con precisión.

Hidroeléctrica a filo de agua (o de pasada): plantas de generación hidroeléctrica sin embalse.

Hidroeléctrica con embalse de baja capacidad: plantas de generación con embalses de baja capacidad de almacenamiento, administrables en periodos horarios, diarios y como máximo semanales.

Instalaciones de generación: infraestructura civil, eléctrica y mecánica, de una o más unidades de producción de energía eléctrica que se conectan al SEN.

Mercado Eléctrico Nacional (MEN): ámbito regulado en el que se satisface la demanda nacional de electricidad. Participan prestadores del servicio público de electricidad en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización, debidamente autorizados por Ley al efecto. Así como los abonados conectados en alta tensión.

Participantes del SEN: participantes de la industria eléctrica, sean estos: empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras, abonados o usuarios en alta tensión.

Propietario de Red: persona física o jurídica propietario de infraestructura de transmisión o distribución que es parte del SEN.

Servicios de interés general: para los efectos de este procedimiento, son servicios o actividades económicas accesorias o complementarias vinculados al servicio público de suministro de energía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés general sujetas a obligaciones específicas de servicio público técnico, financiero y contable que establezca la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, en el marco del presente procedimiento.5 5 Conforme a lo establecido en la Ley N° 10086 del 8 de diciembre de 2021, publicada en el Alcance N° 3 a la Gaceta N° 3 del 7 de enero de 2022.

Sistemas de almacenamiento de energía: toda tecnología (eléctrica, magnética, mecánica, o química), con capacidad de manera repetida de almacenar energía eléctrica que fue generada en un momento previo, para su utilización de manera diferida, es decir posterior al momento de generación. Dentro del almacenamiento de energía se incluyen las centrales de bombeo.

1.6. Acrónimos Aresep: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos de Costa Rica.

CCSD: criterios de calidad, seguridad y desempeño DOCSE: División Operación y Control del Sistema Eléctrico, Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) de Costa Rica.

ERV: Energías renovables variables ICE: Instituto Costarricense de Electricidad MEN: Mercado Eléctrico Nacional.

MER: Mercado Eléctrico Regional de América Central MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía OS: Operador del Sistema RMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional.

SEN: Sistema Eléctrico Nacional.

SER: Sistema Eléctrico Regional (de América Central) 2. CONSIDERACIONES GENERALES APLICABLES Para integrar al SEN instalaciones de generación que utilizan fuentes renovables, el Operador del Sistema debe verificar el cumplimiento del procedimiento "Criterios de seguridad para la planificación, diseño y operación del SEN", así como los criterios de calidad, seguridad y desempeño (CCSD) establecidos en la regulación regional, de forma que compruebe la disponibilidad y suficiencia de las reservas de regulación, reservas fría, la capacidad de transmisión y la estabilidad transitoria, de pequeña señal y de tensión del SEN.

Es por ello, que, para determinar la capacidad de penetración segura de ERV en el SEN, el Operador de Sistema debe realizar como mínimo los siguientes análisis, según corresponda:

▪ Análisis de los registros históricos: análisis estadístico del desempeño de la generación renovable variable en los últimos 10 años, o según el máximo registro histórico disponible por tipo de fuente, para determinar la variabilidad y los tipos de eventos que afectan a la operación del SEN y que deben considerarse en el estudio. Dentro de este análisis debe incluirse a los recursos energéticos distribuidos.

▪ Análisis de la capacidad de la red de transmisión de alta tensión.

▪ Análisis de capacidad para la regulación del SEN.

▪ Análisis integral de los resultados.

Los resultados de la aplicación de este procedimiento por parte del Operador de Sistema serán publicados y actualizados en el sitio web, para acatamiento obligatorio de los agentes del MEN, ARESEP, MINAE y cualquier otro interesado.

El informe derivado de la aplicación por parte del OS para determinar la capacidad máxima de penetración segura de ERV con un horizonte de mínimo 3 años y de máximo 5 años, deberá ser actualizado como mínimo cada dos años, o con un periodo menor si el OS lo considera necesario. Los análisis, memorias de cálculos, supuestos a considerar y estudios técnicos los debe realizar el OS, con la participación de los Propietarios de Red, según corresponda y deberán ser de acceso público El alcance de los análisis que deben realizarse se encuentra en los siguientes apartados del presente documento, de acuerdo con la tecnología de generación con fuentes de ERV.

3. TIPOS DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN CON FUENTES RENOVABLES VARIABLES Los tipos de instalaciones de generación que utilizan recursos renovables variables son las siguientes:

• a)Hidroeléctricas a filo de agua (de pasada) b) Hidroeléctrica con embalse de baja capacidad c) Eólica d) Solar fotovoltaica e) Generación distribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña escala 4. ANÁLISIS E INFORMACIÓN ESPECÍFICA POR TECNOLOGÍA En este apartado se describen los análisis básicos o mínimos que deben realizarse, sin limitar la realización de estudios adicionales que sean convenientes y oportunos para satisfacer el propósito de este procedimiento.

4.1Eólica a) Identificar las características de las variaciones normalizadas de potencia de las plantas eólicas que están en operación en Costa Rica b) Clasificar las variaciones de potencia de las plantas eólicas en: rápidas, lentas y muy lentas.

• c)Identificar los eventos que causan las mayores variaciones de potencia. d) Determinar las variaciones de potencia que tienen el potencial de afectar negativamente la operación del SEN.
• d)Definir la frecuencia con que ocurren las variaciones de potencia que tienen el potencial de afectar negativamente la operación del SEN. f) Definir la magnitud porcentual de las variaciones de potencia de la generación eólica (con respecto a la capacidad total instalada de este tipo de recurso).
• g)Utilizar la magnitud porcentual de las variaciones de potencia en el análisis técnico relacionado con las necesidades de reservas de regulación de potencia en el SEN.
• h)Determinar las correlaciones de la potencia generada entre las distintas plantas eólicas.
• i)Establecer las zonas topológicas del SEN, identificando los nodos, con mayor potencial y capacidad disponible para la instalación de generación eólica.
• j)Identificar las zonas geográficas y topológicas, incluyendo los puntos de conexión, donde no se recomienda concentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los análisis de la capacidad de transmisión del SEN).
• k)Identificar el impacto de la generación eólica en el cumplimiento de los servicios indispensables para la operación del SEN, como la regulación de frecuencia, regulación potencia-frecuencia, regulación de la tensión y respaldo energético, entre otros.
• l)Establecer los requisitos mínimos con respecto a la reserva de regulación, reserva fría y reservas de reactivo, acorde a las zonas de control de tensión y respaldo energético en el parque de generación del SEN.

4.2Solar fotovoltaica (plantas de agentes generadores) a) Determinar las variaciones normalizadas de la generación. b) Identificar las características de las variaciones normalizadas de la generación.

• c)Determinar las correlaciones de la potencia generada entre las plantas actualmente instaladas.
• d)Establecer las zonas topológicas del SEN, identificando los nodos con mayor potencial y capacidad disponible para la instalación de generación solar.
• e)Identificar las zonas geográficas y topológicas, los puntos de conexión, donde no se recomienda concentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los análisis de la capacidad de transmisión del SEN).
• f)Identificar el impacto de la generación solar en el cumplimiento de los servicios indispensables para la operación del SEN, como la regulación de frecuencia, regulación potencia-frecuencia, regulación de la tensión y respaldo energético, entre otros (en alineamiento con los resultados de los análisis de capacidad de regulación del SEN).
• g)Establecer los requisitos mínimos con respecto a la reserva de regulación, reserva fría y reservas de reactivo, acorde a las zonas de control de tensión y respaldo energético en el parque de generación del SEN.

4.3Hidroeléctrica a filo de agua (hidro sin embalse) y con embalse de baja capacidad a) Determinar las variaciones normalizadas de la generación y correlaciones entre las plantas actualmente instaladas.

• b)Identificar las zonas geográficas, incluyendo los puntos de conexión, donde no se recomienda concentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los análisis de la capacidad de transmisión del SEN) y los motivos, así como las obras necesarias en caso de querer realizar un mayor aprovechamiento de la fuente en un lugar específico.
• c)Identificar el impacto de las plantas hidroeléctricas a filo de agua y con embalse de baja capacidad en el cumplimiento de los servicios indispensables para la operación del SEN, como la regulación de frecuencia, regulación potencia-frecuencia, regulación de voltaje y respaldo energético, entre otros (en alineamiento con los resultados de los análisis de capacidad de regulación del SEN).
• d)Determinar la disponibilidad de respaldo energético en el parque de generación del SEN.
• e)Realizar los análisis técnicos de los excedentes anuales de generación hidroeléctrica y su correlación con la generación eólica y solar fotovoltaica.

4.4Generación distribuida solar fotovoltaica y eólica de pequeña escala a) Análisis de la información disponible en los Agentes del MEN sobre la generación distribuida actualmente instalada: magnitud, ubicación geográfica, circuitos de distribución donde está conectada.

• b)Establecer las zonas con mayor potencial, identificando los nodos con capacidad disponible para la instalación de generación distribuida. c) Identificar las zonas geográficas, los puntos de conexión donde no se recomienda concentrar más instalaciones (en alineamiento con los resultados de los análisis de la capacidad de transmisión del SEN).

5. ANÁLISIS TRANSVERSALES INDEPENDIENTES DE LA TECNOLOGÍA 5.1Análisis de la capacidad de la red de transmisión a) Determinación de las capacidades técnicas de las plantas actualmente instaladas y de la generación distribuida.

• b)Modelado de las plantas ERV en el modelo completo del SEN/SER para estudios eléctricos con el software para simulación de sistemas de transmisión de energía eléctrica. Se debe incorporar a la generación distribuida, con los modelos agregados correspondientes.
• c)Efectuar los estudios eléctricos para la condición actual valorando restricciones de transmisión y las respuestas dinámicas (inercial, regulación primaria de frecuencia, regulación de tensión, estabilidad angular y de tensión, aporte de corriente de falla ante cortocircuitos).
• d)Identificación de las restricciones de transmisión del SEN y entre zonas topológicas del SEN y relacionarlas con la incorporación de más generación ERV.
• e)Realizar los estudios eléctricos para el análisis de sensibilidades con respecto a la instalación de más generación por tipo de fuente y localización geográfica. Definición de la máxima penetración con y sin los refuerzos de transmisión planificados por los agentes transmisores.
• f)Identificación de las magnitudes máximas según el tipo de fuente y valoración del impacto de la combinación de la penetración de las distintas fuentes. g) Cálculo de la capacidad remanente de transmisión entre zonas topológicas del SEN, o en su defecto de la falta de capacidad.
• h)Análisis del respaldo que se puede obtener de las interconexiones con otros países.

El estudio debe considerar los planes de transferencias de potencia regionales.

5.2 Análisis de capacidad para la regulación del SEN Con una mayor integración de ERV, cuya magnitud es derivada del análisis de la capacidad de transmisión, se debe verificar el cumplimiento mínimo de las reservas de regulación requeridas para la operación del SEN.

Se requiere definir los generadores existentes y futuros que formarán parte de las reservas de regulación primaria, secundaria y terciaria (cálculo para cada año del período de análisis).

También se requiere determinar los requisitos de reservas de regulación y de reserva terciaria en función del grado de instalación de nuevas plantas ERV en el SEN. Se debe determinar si son suficientes los criterios técnicos ya establecidos, o si es necesario ampliarlos.

Asimismo, se deben realizar las siguientes tareas:

• a)Determinación del cumplimiento de las reservas mínimas de regulación en los predespachos de generación, para las condiciones actuales y para una mayor integración de ERV (magnitud derivada del análisis de la capacidad de transmisión del SEN).
• b)Determinación de los requerimientos de respaldo de energía eléctrica para diferentes grados de integración de ERV.
• c)Determinación de los requerimientos de reserva de respuesta rápida, así como en general los servicios auxiliares.
• d)Valoración de las necesidades de mejora en los pronósticos de ERV y la incorporación en los mismos del pronóstico de la generación distribuida. e) Valoración de mejoras en el cálculo de la reserva de regulación secundaria (cálculo dinámico).

5.3 Análisis integral de los resultados Con base en los resultados de las distintas fases del análisis, se determina la máxima capacidad de penetración de fuentes renovables variables de generación en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), así como una distribución máxima de referencia por cada fuente de generación que se está evaluando y el (los) factor(es) limitante(s).

En general se debe determinar la máxima capacidad de ERV que se puede instalar en el SEN para el periodo, los requisitos técnicos que deben cumplirse y acciones correctivas en los sistemas de generación y transmisión del país.

Además, se deben revisar y ajustar cuando aplique, los requisitos técnicos que deben cumplir las nuevas instalaciones en aspectos como:

. Capacidad de soportar bajas y sobre tensiones.

. Capacidad de soportar bajas y sobre frecuencias.

. Capacidad de regulación de la tensión.

. Capacidad de regulación de la frecuencia y reserva de potencia activa.

. Capacidad de limitar la potencia activa de salida.

. Capacidad de aportar corriente durante cortocircuitos en la red de transmisión.

. Cumplimiento de normativa técnica nacional e internacional vigente.

6. PUBLICACIÓN DE CAPACIDAD DE PENETRACIÓN SEGURA DE ERV Una vez determinada la máxima capacidad de penetración con ERV y aprobada su publicación, el OS deberá publicar dicha capacidad máxima y la capacidad remanente en la página web (actualizada con una frecuencia de, al menos, cada tres meses), conforme vayan conectándose más instalaciones ERV en el SEN. Esta publicación debe incluir los factores limitantes identificados.

7. INCUMPLIMIENTOS En caso de presentarse incumplimientos de los Agentes del MEN con lo establecido en este procedimiento, el OS debe informar a la Aresep para que esta entidad tome las medidas que corresponda de acuerdo con las leyes y reglamentación vigentes.

8. TRANSITORIO A partir de la aprobación del presente procedimiento, se otorga al OS un plazo máximo de seis meses para elaborar los formatos y recopilar la información, desarrollar los análisis, estudios, simulaciones, modelaciones, herramientas e informes para implementar este procedimiento y para poner a disposición en el sitio web la capacidad de penetración segura de energía renovables variables por tecnología y zonas topológicas en el SEN.

III.Tener como respuesta a las posiciones planteadas en la consulta pública celebrada el 24 de febrero de 2023, lo señalado en el oficio OF-0128-CDR-2023 del 24 de abril de 2023 que avaló y adjuntó el informe IN-0018-CDR-2023 del 21 de abril de 2023, correspondiente al Informe de respuesta a las posiciones y agradecer la valiosa participación en este proceso.

IV.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a comunicar el informe de posiciones planteadas en la consulta pública celebrada el 24 de febrero 2023 por la DGAU y notificar la presente resolución en un solo acto a: Inversiones Eólicas Campos Azules S.A.; el Instituto Costarricense de Electricidad; la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L, (Coopelesca) y Mersis SRL; lo señalado en el oficio OF-0128-CDR-2023 del 24 de abril de 2023 que avaló y adjuntó el informe IN-0018-CDR-2023 del 21 de abril de 2023.

V.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, para que proceda a realizar la respectiva publicación en el diario oficial La Gaceta, el "Procedimiento para determinar la capacidad de penetración segura de energías renovables variables en el sistema eléctrico nacional".

VI.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de Aresep, para que proceda con la divulgación de la presente resolución en la página web institucional.

VII.Instruir a la Intendencia de Energía para que desarrolle un plan de trabajo para la fiscalización y seguimiento al OS respecto a la implementación de este instrumento regulatorio en el ámbito de las competencias que le correspondan.

VIII.Comunicar la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía para lo que corresponda.

X.Transitorio. A partir de la aprobación del presente procedimiento, se otorga al OS un plazo máximo de seis meses para elaborar los formatos y recopilar la información, desarrollar los análisis, estudios, simulaciones, modelaciones, herramientas e informes para implementar este procedimiento y para poner a disposición en el sitio web la capacidad de penetración segura de energía renovables variables por tecnología y zonas topológicas en el SEN.

En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución puede interponerse el recurso ordinario de reposición y el recurso extraordinario de revisión ante la Junta Directiva.

De conformidad con el artículo 346 de la LGAP, el recurso de reposición deberá interponerse dentro del plazo de tres días hábiles, contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación de este acto y el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de esa misma ley.

Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.

PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE y COMUNÍQUESE