Setting promotional tariff T-BE for electric bus chargingFijación tarifa promocional T-BE para recarga de autobuses eléctricos

in the entirety of the text - Complete Text of Norm 0059 Sets the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses (T-BE) per kWh consumed REGULATORY AUTHORITY OF PUBLIC SERVICES RE-0059-IE-2025 SAN JOSÉ, AT 15:58 HOURS ON 5 NOVEMBER 2025 EX OFFICIO UPDATE OF THE PROMOTIONAL RATE FOR THE SUPPLY OF ELECTRICAL ENERGY ASSOCIATED WITH AND DEDICATED TO ON-SITE CHARGING CENTERS FOR ELECTRIC BUSES.

ET-058-2025

I.That on July 27, 2015, the Board of Directors of Aresep approved the "Ordinary Tariff Methodology for the Electricity Distribution Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives", through resolution RJD-139-2015, which was published in Digital Supplement No. 63 to La Gaceta No. 154 of August 10, 2015.

II.That on February 6, 2018, Law 9518 on Incentives and Promotion for Electric Transportation entered into force, published in Digital Supplement No. 26 to La Gaceta No. 22.

III.That on February 20, 2019, Executive Decree No. 41561-MP-MINAE was enacted regarding the Declaration of Public and National Interest of the "Decarbonization Plan Commitment of the Bicentennial Government", published in Digital Supplement No. 40 to La Gaceta No. 36.

IV.That on August 29, 2019, the National Electric Transportation Plan 2018-2030 was published in Digital Supplement No. 192 to La Gaceta No. 162. This plan was subsequently modified as recorded in the version of February 20, 2020, available on the page of the Energy Subsector Planning Secretariat (SEPSE)1, in which action 3.1.2.2 related to the establishment of alliances between electricity distributors and bus operators for the construction of charging infrastructure was included, and action 3.1.9.1 corresponding to the determination of the single promotional electric rate for the charging of buses on-site.

1 Available at https://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf

V.That on August 22, 2023, through resolution RE-0099-IE-2023, Aresep resolved a motion for revocation filed by La Compañía Nacional de Fuerza y Luz against resolution RE-0056-IE-2023, which was published on August 28, 2023, in La Gaceta 156 in Supplement 163.

VI.That on December 16, 2024, through resolution RE-0097-IE-2024, Aresep carried out the annual setting corresponding to the application of the methodology for the Variable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG), which was published on December 17, 2024, in La Gaceta 237 in Supplement 204.

VII.That on August 27, 2025, the IE formalized report IN-0092-IE-2025 for the proposed ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses.

VIII.That through official communication OF-1115-IE-2025 of August 26, 2025, the IE requested the opening of a tariff dossier to follow up on the proposal in report IN-0092-IE-2025.

IX.That on August 26, 2025, the Document Management Department of Aresep opened tariff dossier ET-058-2025 to record activity for the proposed ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses.

X.That on October 6, 2025, the Public Hearing was held virtually and transmitted through the Zoom platform, for the proposal contained in report IN-0092-IE-2025.

XI.That on October 16, 2025, the General Directorate of User Services (Dirección General de Atención al Usuario, DGAU) issued report IN-0361-DGAU-2025 containing details of the oppositions and coadjuvancies filed during the Public Hearing process for ET-058-2025.

XII.That on November 5, 2025, the IE, through report IN-0140-IE-2025, recommended the ex officio update of the T-BE rate applicable to the supply of electrical energy associated with on-site charging centers for electric buses.

XIII. That the useful and necessary procedures have been carried out for the issuance of this resolution

I.That from the technical report IN-0140-IE-2025 mentioned above, which serves as the basis for this resolution, it is appropriate to extract the following:

[.]

I. JUSTIFICATION

In compliance with the provisions established in Law 9518 "Incentives and Promotion for Electric Transportation", Executive Decree 41642-MINAE "Regulation for the construction and operation of the network of electric charging centers for electric automobiles by the electricity distribution companies", Executive Decree 41092-MINAE-H-MOPT "Regulation of Incentives for Electric Transportation", the National Electric Transportation Plan (PNTE) 2018-2030, the National Decarbonization Plan of Costa Rica 2018-2050, and the provisions set forth in resolution RE-0112-IE-2020 of November 5, 2020, the Regulatory Authority of Public Services, in the exercise of its powers, presents the procedure for calculating and the ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses.

In this regard, on November 11, 2020, through Supplement 399 to La Gaceta 270, resolution RE-0112-IE-2020 was published, corresponding to the "ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses established in action 3.1.2.2 related to the establishment of alliances between electricity distributors and bus operators for the construction of charging infrastructure and action 3.1.9.1 corresponding to the determination of the single promotional rate for the charging of buses on-site, according to the National Electric Transportation Plan 2018-2030".

In said resolution (RE-0112-IE-2020), the following is established: "The rate will be reviewed within two years from its publication in the Official Gazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to assess its modification and determine the periodicity of its update. Based on the generation of data associated with the measurement system dedicated to the charging of electric buses on-site, the magnitude of the rate may be analyzed, as well as assessing differentiations by time-of-use periods." [...]

III. TECHNICAL AND LEGAL BASIS

In the present study, the IE acts within the framework of its powers to update the unit price of the T-BE rate, expressed in colones per kWh of consumption at on-site charging centers for electric buses. In the absence of an applicable tariff methodology, the mechanism of charging in colones per kWh of consumption at the bus on-site charging center is used, as was used in resolution RE-0112-IE-2020, which remains unchanged regarding the procedure set forth therein; what is submitted for decision is exclusively the adjustment of the tariff level, based on recent technical inputs.

This framework respects the distribution of powers of the legal system, pursuant to articles 29, 30, and 31 of Law 7593; the Regulatory Authority may process and resolve settings, ex officio or at the request of a party, applying criteria of financial equilibrium, social equity, environmental sustainability, and economic efficiency.

Having thus delimited the powers of the Intendancy, it is appropriate to specify that the present setting is not exhausted in the application of the general rules of Law 7593 and its regulations. The action must be read, in addition, in light of the specific sectoral regime of electromobility, so that the tariff technique aligns with current public policy and with the particular mandates indicated in the National Electric Transportation Plan 2018-2030.

Within this framework, the National Electric Transportation Plan 2018-2030 expressly establishes in its action 3.1.3.1 that: "The Regulatory Authority of Public Services (Aresep) Develop financial viability studies, business model, financing schemes, type of incentives, and tariff model for the substitution of buses, minibuses, and microbuses with electric technology." In action 3.1.8.1 "Aresep must adapt the bus service rate to incorporate the variants associated with the use of electric units." Likewise, resolution RE-0112-IE-2020 instituted the T-BE in colones/kWh and provided for its periodic update based on new utilization information and pertinent technical parameters.

The foregoing, in accordance with report IN-0186-IE-2020 and resolution RE-0112-IE- 2020, associated with dossier ET-021-2020 and corresponding to the "Ex officio setting of the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses (T-BE) in colones/kWh". After this study, the rate was updated through resolution RE-0099-IE-2023 of August 22, 2023, which resolved a motion for revocation filed against the previous setting (RE-0056-IE-2023) and maintained the same conditions applied in resolution RE-0112-IE-2020. This adjustment allowed consolidating the line initiated in 2020, guaranteeing regulatory continuity while more empirical information is collected on the utilization of on-site charging centers for electric buses, in order to make the pertinent decisions in light of Law 7593. Likewise, resolution RE-0021-IE-2023 of 2023 ratified the need to maintain a promotional scheme, while the national infrastructure is developed and the objectives of Law 9518 and the current regulatory decrees are met.

IV. CALCULATION PROCEDURE FOR THE RATE AT ON-SITE CHARGING CENTERS FOR ELECTRIC BUSES

The National Electric System (SEN) faces a profound transformation process, influenced by the impact of disruptive technologies, such as distributed generation, energy storage, smart grids, electric mobility, the internet of things, among others.

In this context, it is necessary to have a flexible regulatory framework, capable of timely adapting to the changes induced by this process of technological innovation, which is consistent with the public policy developed around the implementation of the sustainable development objectives of the 2030 Agenda and the National Decarbonization Plan 2018-2050 issued by the Executive Branch, an instrument related to the National Development and Public Investment Plan (2023-2026).

Considering the provisions established in Law 9518 on Incentives and Promotion for Electric Transportation and the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030, as well as the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030, the Regulatory Authority of Public Services (Aresep), in the exercise of its powers, presents the procedure for calculating and updating the special rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses.

Given that the definition of this rate aims to incentivize the introduction of electric buses, and considering that the National Electric Transportation Plan establishes as one of its actions the establishment of a single and promotional rate for charging centers for buses (Action 3.1.9.1 of Strategic Objective 3), a single initial rate is proposed for the entire country.

In this regard, considering that the tariff methodology corresponding to the electricity distribution service, according to resolution RJD-139-2015, does not determine the tariff structure, the calculation required for the application and update of this promotional rate, as well as its incorporation into the corresponding tariff structures, is carried out based on technical criteria and in accordance with the provisions of Law 7593 and its amendments.

Consequently, with the objective of defining a price signal that incentivizes the introduction of electric buses, the following calculation procedure is detailed for the definition of the special rate for the supply of energy electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses, which implies adjusting the current tariff structure of all electric companies that provide the distribution and commercialization service.

1. Considerations:

i. The charging centers require medium-voltage infrastructure given the power demand required.

ii. The charging centers acquired will have powers equal to or greater than 100 kW.

iii. The investment costs in infrastructure for network readjustment will be prioritized by the electric companies and incorporated into their investment plans, while the on-site charging infrastructure may be executed through alliances between the electric companies and the bus operators, in accordance with the provisions of Axis 5 of the National Energy Plan 2015-2030 and result 3.1.2 of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.

iv. The Law of Incentives and Promotion for Electric Transportation No. 9518, in its article 26, establishes as a national priority the use of renewable electrical energy in national public transportation in accordance with the National Electric Transportation Plan.

v. The National Electric Transportation Plan 2018-2030 establishes in its action 3.1.9.1 the definition of a single and promotional rate for the charging of public transportation in the regular route bus mode.

vi. The rate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official Gazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to determine the periodicity of its update. Based on the data generated, the rate and its structure may be assessed.

2. Premises:

i. A constant power of 100 kW available at the on-site charging centers is considered.

ii. The night-time medium-voltage rates are used as the starting basis for the calculation of the rate at charging centers.

iii. A utilization factor of 10 hours per day is considered, which represents a utilization factor of 42%, which will be taken as a starting point to adjust the rate towards a price signal aligned with the public policy objective, which provides a price signal to contribute to the penetration of this technology in the country.

It is night-time period, considering that most operational schemes for public transportation in the bus mode contemplate schedules between 4 a.m. and 11 p.m., additionally, nearly 60% of the authorized fleet serves routes within the Greater Metropolitan Area (GAM) and during peak hours, practically all buses are in operation.

3. Limitations No historical statistical information is available, as the electricity distribution companies do not report demand or investments made on this activity, despite having a current rate established two years ago by Aresep through resolution RE-0099-IE-2023.

However, as the development of the business models needed to promote electric public transportation in the bus mode advances, the Regulatory Authority is in a position to carry out a comprehensive review of this rate with the participation of all interested parties, including the electric companies that make up the National Electric System (SEN).

4. Calculation of the utilization factor A utilization factor of 10 hours per day is considered, which represents 42%, which will be taken as a starting point to adjust the rate towards a price signal aligned with the public policy objective, which provides a price signal lower than the fuel cost.

5. Medium-voltage rates T-MT The rates without the Variable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG) will be used because the rate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the law of incentives and promotion for electric transportation, as well as the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.

The medium-voltage rates T-MT that are current for the year 2025 are:

. For all distribution companies, according to resolution RE-0097-IE-2024, published on December 17, 2024, in La Gaceta No. 237, Supplement No. 204.

Below, the reference rates are presented:

Additionally, the use of the medium-voltage rates T-MT is justified because this rate is defined by time-of-use period (peak, off-peak, and night) in 7 of the 8 electric companies, which allows us to consider the rate designed for the night with its respective energy and power, based on the assumption that buses will typically be charged during that period.

6. Estimated energy demand The energy demand per power is determined by considering a constant power of 100 kW, an adjusted load factor of 42%, considering a month of 30 days and 10 hours for the night-time period2.

2From 20:00 to 6:00 the following day.

Energy Demand (kWh) Power Demand (kW) Night Night 12,500 100 Below, the reference rates are presented:

7. Estimated energy and power amount The calculation of the energy and power amount is performed, according to the current rates for each electric company:

8. Calculation of the rate at on-site charging centers (colones/kWh) by electric company.

First, a flat rate per company is calculated following the formula below:

9. Calculation of the rate weightings To determine a single rate applicable to the entire national territory, regardless of the concession area of the electric company, it is necessary to obtain a weight by distribution company (W) that reflects the relative importance of the rates of each distributor.

The future demand for energy and power will be directly related to the mileage traveled by the electric buses in each concession zone of the electric companies. Therefore, a database was created with all the active bus service routes, with each of their branches, distance, and number of trips, as well as the authorized fleet, based on the information available in the RA dossier of each provider. Based on the above, the amount of weekly mileage was obtained according to the scheme authorized by the CTP, considering the percentage of unproductive mileage recognized in the ordinary methodology for setting bus service rates (RJD-035-2016 and its amendments)3.

310% for routes whose travel distance is equal to or less than 25 km. 5% for routes whose travel distance is greater than 25 km.

According to the information available to Aresep, the location of the bus operators' depots was associated with the electricity distribution concession zones. For routes where the geographical location of their depots was not available, the following was assumed: i) for urban routes (travel equal to or less than 25 km), the depot is located in the same concession zone as the route, ii) for interurban routes (travel greater than 25 km), there would be a depot at the origin and another at the destination of the branch.

Subsequently, the number of kilometers of a route was distributed in equal parts among the concession zones where the depots were located. For example, for a route with a single depot, 100% of its mileage is associated with a single concession zone; for a route with 2 depots (in two different concession zones), each concession zone would have 50% of its mileage associated.

Based on this database, the following distribution of weekly mileage by electric company is obtained:

All these calculations can be seen in Annex 1.

It is important to reiterate that, as stated in the preceding paragraphs, the lack of current market statistics that incorporate the dynamics of the local market for this activity limits the incorporation of other assumptions beyond those previously supported in the first application. For that reason, on this occasion, it is considered appropriate to maintain the same weight and the other statistics that support it, since such statistics typically present few fluctuations or variations due to the variables they measure, such as, for example, the kilometers traveled, routes, and branches of the different bus lines.

10. Resulting T-BE rate Finally, the rate applicable to the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses is obtained based on energy (kWh). For this, the weighted average of the flat rates calculated per company (table 4) is performed, considering the relative weights from table 5, as follows:

Where:

𝑇 ? 𝐵𝐸 = Rate for charging centers at electric bus depots 𝑇𝑃𝐸 = Flat rate per company per kW?

𝑊𝑃𝐸 = Weight per distribution company Applying the above formula, a flat T-BE rate of 41.95 colones/kWh is obtained.

It is considered that the sale of electrical energy to electric bus operators at on-site charging centers will be billed in terms of units of electrical energy (kWh). This is because the charging of electric buses is considered part of the public service of electricity supply in the distribution and commercialization stage.

The rate will be reviewed within 2 years from its publication in the Official Gazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to assess its modification and determine the periodicity of its update. Based on the generation of data associated with the measurement system dedicated to the charging of electric buses on-site, the magnitude of the rate may be analyzed, as well as assessing differentiations by time-of-use periods.

[...]

VI. CONCLUSIONS

1. The proposed rate seeks to create conditions that incentivize the gradual incorporation of electric buses; on this occasion, it presents a decrease of 10.92 colones/kWh, which represents 20.7% compared to the current rate.

2. The proposed rate responds to what is indicated in axis 5 of the National Energy Plan and strategic objective 3 of the National Electric Transportation Plan, while the required statistical information is generated to review it according to the corresponding technical and operational conditions.

3. The future tariff review will depend on the statistical information that Aresep has to proceed with a tariff adjustment that better reflects the dynamics of the activity. Likewise, in future applications, time-of-use rates could be established that allow for adequate tariff integration, generating the signals for the optimal use of electrical energy and infrastructure, providing for the determination of a peak, off-peak, or night time-of-use rate, or some other alternative.

4. The utilization factor parameter will be adjusted as operational statistics related to the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses, technical characteristics, and penetration of electric buses become available.

5. During the Public Hearing process, 2 positions were presented, both in support of the tariff adjustment process.

6. In accordance with the foregoing analysis, the rate applicable to the supply of electrical energy associated with and dedicated to on-site charging centers for electric buses will be 41.95 colones per kWh.

[.]

II.That, regarding the public hearing, from the cited technical report IN-0140-IE-2025, it is appropriate to extract the following:

[...]

According to Report IN-0361-DGAU-2025 of October 16, 2025, corresponding to the report on oppositions and coadjuvancies and the hearing record AC-0155-DGAU-2025 submitted by the General Directorate of User Services, 2 coadjuvancies were admitted.

Below is a summary of the coadjuvancies presented and their respective analysis:

1. Coadjuvancy: User Counselor, represented by Mr. Jorge Sanarrucia Aragón, holder of identity card No. 5-0302-0917.

Observations: Did not take the floor at the public hearing. Submitted a written document. (visible on folio 048).

Notifications: To the email address: [email protected], [email protected] The User Counselor presents the following arguments:

Argument 1: Update of the promotional rate T-BE The User Advisory Office considers it a success that this update establishes two incentives: on the one hand, establishing a new flat rate so that the sector can have greater access to the acquisition of electric buses, and on the other hand, establishing a new rate with a reduction of ₡20.7/kWh represents stability in the price of energy to better plan costs, avoiding unnecessary adjustments.

Response to argument 1:

The User Counselor of Aresep is thanked for the comprehensive assessment carried out and the conclusion of coadjuvancy. Despite the above, it is important to clarify that the decrease in the proposed rate is 20.7% compared to the current rate, as indicated in the as recorded in the calculation file attached to the dossier; this represents a decrease of ₡10.92/kWh. The value indicated in conclusion 1 of the report, which states a reduction of 20.7 colones/kWh, is corrected.

Argument 2: Adjusted calculation methodology On this point, the User Advisory Office considers it positive that, by maintaining the previous tariff structure, the users of this service would not face abrupt changes in the way the rate is calculated, which facilitates understanding and comparison of costs and maintains interest in accessing the service under this modality.

Additionally, on this point, it is important to keep in mind that, if an adjustment to the methodology is sought, the limitation that no historical statistical information is available should be considered, as the electricity distribution companies do not report demand or investments made for this activity, despite having a current rate established two years ago by Aresep through resolution RE-0099-IE-2023.

Response to argument 2:

It is important to indicate that, so far, the Energy Intendancy has used the calculation procedure stipulated in resolution RE-0112-IE-2020, which considers theoretical variables since, as of the date of setting this rate, it has not been applied and, therefore, no real statistical information exists. Likewise, the provisions established at the general level for the distribution system, the RJD-139-2015 methodology, are used as a reference.

In this update of the T-BE rate, the Energy Intendancy is replicating the calculation procedure as in the previous application. Despite the foregoing, this Intendancy agrees with the User Counselor on undergoing a process of comprehensive assessment that evaluates the regulatory practice and makes the adjustments deemed necessary, including those proposed by the counselor.

Argument 3: Weighting by concession zone In this regard, the User Advisory Office considers that it is an aspect that can bring benefits, but that it is important not to neglect care in its implementation regarding a possible affectation. In that sense, it represents a benefit to the end user by providing transparency, equity, and simplicity with a national rate that considers the actual operation of each zone, but that, likewise, may affect some users because it homogenizes costs and, in certain cases, could imply paying a little more than under a strictly regional scheme.

Response to argument 3:

As it is a single rate for the entire country, it was necessary to use a weight per company based on the weekly mileage of the bus routes in each concession zone; this allows the distances traveled by the bus units to be considered.

Argument 4: Elimination of the Variable Generation Cost (Costo Variable de Generación, CVG) The elimination of this cost seeks to provide price stability and prevent the rate from being subject to the quarterly updates that affect conventional electric rates, which would allow the promotional rate to be more predictable and attractive for electric bus operators, which ultimately may represent benefits in the rates for end users.

In this aspect, the User Advisory Office considers that this aspect positively influences the recognition of a rate for the services provided under this modality, electric buses with charging, which in the end would be reflected in benefits for the end user.

Response to argument 4:

The use of rates without CVG as a reference for calculating the T-BE rate is because the rate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the Law on Incentives and Promotion for Electric Transportation, as well as the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.

It is important to keep in mind that rates without CVG are set annually and that this represents price stability for the medium-voltage rates used as a reference for the T-BE rate calculation model.

Argument 5: Future review of the rate The Office of the User Advocate (Consejería del Usuario) is aware that, until the reviews are carried out, there would be uncertainty as to whether the review would entail an increase or a decrease, since the real costs are unknown, and they may be higher than the current assumptions, with the implications that this could have.

Response to argument 5:

The rate review is being conducted every two years starting from its publication in the Official Gazette La Gaceta, with the objective of analyzing the statistical information generated during the implementation phase to assess its modification and determine the frequency of its update.

However, the indication made by the User Advocate regarding the possibility of having annual rate reviews in accordance with what is stated in Article 30 of Law 7593 will be taken into consideration.

Argument 6: Final considerations on the proposal The Office of the User Advocate (Consejería del Usuario) considers that the proposal clearly shows that the intention is to incentivize the costs associated with the compensated passenger transport service via electric buses through affordable recharging rates at a lower price, for which it is sought that this adjustment reflects, with the greatest accuracy, the operating costs of using these units.

The foregoing seeks to ensure that the proposal serves as an incentive for a change in the units by the service providers, and that, being a lower cost, it is also reflected in the future in a rate-setting exercise that benefits the end user.

Response to argument 6:

The rate is promotional and seeks to comply with the provisions of Law 9518, the Law on Incentives and Promotion for Electric Transportation, as well as the goals set forth in the National Energy Plan 2015-2030 and the third strategic objective of the National Electric Transportation Plan 2018-2030.

2. Partial Joinder: Instituto Costarricense de Electricidad, legal identification number 4-000-042139, represented by Mr. Randall Hume Salas, identity card No. 3-0276-0808, in his capacity as General Legal Representative without limit of amount and with judicial and extrajudicial representation.

Observations: He did not make use of the floor during the public hearing. He submitted a brief through official communication number 5407-151-2025 (visible on folio 049). The Instituto Costarricense de Electricidad was given a preliminary order, Prevention Order No. AP-0108-DGAU-2025, which it complied with (visible on folio 059).

Notifications: To the email address: [email protected] Argument 1: This rate update aims to review and adjust the parameters established in the rate methodology defined in resolution RE-0129-IE-2020, published on December 17, 2020.

However, the aforementioned Institute reminds the following:

1. The Regulatory Body must begin a systematic compilation of information on the operating and investment costs associated with the provision of recharging services at depots for electric buses. This information is essential for rate decisions regarding energy and power to align with the objectives of the National Decarbonization Plan and to guarantee the adequate recognition of the investments that electricity distribution companies must make.

2. The Regulatory Body should not limit itself solely to updating parameters, as this task alone does not allow it to evaluate whether the established rate is truly adequate. It is fundamental that it focuses on compiling, analyzing, and assessing all the information generated around the provision of recharging services for electric buses, considering that it has the responsibility to oversee and weigh said information for more informed and effective decision-making.

3. The Regulatory Authority must play an active role in promoting the electrification of public transport, encouraging the increase of the electric bus fleet through a concerted policy that recognizes the required investment and the real operating costs of these units. To achieve this, it is fundamental to establish a technical rate that contemplates not only the expenses associated with the operation and maintenance of electric buses, but also the costs faced by electric distribution companies in providing recharging services at depots, such as network extensions and redundancy. This strategy would allow the creation of an economically viable environment for operators, fostering investment in clean technologies and contributing to national sustainability and emission reduction goals.

4. Aresep is recommended to update the rate methodology taking into account the reality of the bus fleets being implemented in the country. Furthermore, it is necessary for the rate to send efficient electricity consumption signals to operators through the inclusion of an hourly cost and power component, since the current rate is flat (it does not contemplate power nor does it distinguish prices by hourly period), which may induce operators to charge at any time or to design the recharging systems of their depots without considering adequate power management, which would result in impacts to the electricity grid, such as overloads during peak periods that would force the distributor to make investments in Distribution and Generation. In addition, the current promotional rate only took into account the energy price during the nighttime period, so if operators charge during another hourly period, it would affect the distributors' income.

Requests:

Based on the arguments presented above, the following is requested:

1. To the Public Services Regulatory Authority that it promote a systematic process of compilation and analysis of information related to the costs associated with the recharging service for electric buses at depots. Likewise, we consider it fundamental to identify and assess the investments that electric distribution companies must make to guarantee adequate and efficient infrastructure. This information is essential for designing rate policies that recognize the real costs of service provision, and that in turn generate favorable economic conditions to encourage the increase of the electric bus fleet in the country.

Response to request 1:

The Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) is thanked for the comprehensive assessment carried out and the conclusion of joinder.

Regarding the first argument, the Regulatory Body agrees with the ICE's position on the importance and necessity of compiling information related to the costs associated with recharging services at electric bus depots to improve decision-making.

To date, no operator has reported information to the regulator related to services demanding the T-BE rate, nor investment costs that electric distribution companies must undertake to guarantee adequate and efficient infrastructure.

Once the demand for the service linked to the T-BE begins, the regulatory information systems will be adapted to compile, in a standardized and systematized manner, the empirical data on the main financial and market variables.

2. To the Regulatory Authority that it proceed with the update of the rate methodology applicable to the electric bus transportation sector, considering the technological and operational reality, including the different business models that may be implemented in the new electric bus fleets being incorporated into public transport service in the country. Likewise, it is urged that said methodology contemplate efficient electricity consumption signals for operators, through the inclusion of differentiated rate components by hourly cost and contracted power.

Response to request 2:

Regarding this request, it is recalled that the rate-setting responds to the update of the calculation method applied in resolution RE-0112-IE-2020.

The Energy Superintendence (Intendencia de Energía) has fulfilled its obligations and responsibilities when setting a promotional rate that complies with the instructions imposed by the legislation. Despite the foregoing, considering the argument set forth in the ICE's position, the Energy Superintendence (Intendencia de Energía) will inform the members of the Board of Directors and request an evaluation of the current regulatory practice and alternatives for strengthening.

3. To review the current promotional rate, given that it considers only the energy price during the nighttime period. Consequently, if bus operators perform charges during other hourly periods, the profitability of the electricity distribution companies may be compromised.

Response to request 3:

Similarly to the response given in the immediately preceding point, it is clarified to the ICE that the alternative of setting rates with hourly discrimination will be considered by the Energy Superintendence (Intendencia de Energía) when requesting the members of the Aresep Board of Directors to conduct a comprehensive assessment of the current regulatory practice.

[...]

III.That in accordance with what is stated in the resultandos and considering precedents and the merits of the orders, the appropriate course is to set the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to recharging centers at depots for electric buses (T-BE) per kWh consumed, as is hereby provided:

THE ENERGY SUPERINTENDENCE

I.To set the promotional rate for the supply of electrical energy associated with and dedicated to recharging centers at depots for electric buses (T-BE) per kWh consumed, as detailed:

II.To indicate as a response to the positions submitted during the public hearing, what was expressed in Considerando II of this resolution, as well as to thank the participants for their contributions.

III. To establish that this rate becomes effective upon its publication in the official gazette La Gaceta

In accordance with the agreement of the Board of Directors No. 06-83-2021, from the minutes of extraordinary session 83-2021, held on September 23, 2021, and ratified on September 28 of the same year, the annexes of technical report IN-0140-IE-2025 of November 5, 2025, which serve as the basis for this administrative act, are incorporated into this resolution.

In compliance with the provisions of Articles 245 and 345 of the General Law of Public Administration (LGAP), it is hereby informed that the ordinary remedies of revocation and appeal, and the extraordinary remedy of review, may be filed against this resolution. The ordinary remedies may be filed before the Energy Superintendence (Intendencia de Energía), in accordance with Articles 346 and 349 of the LGAP.

According to Article 346 of the LGPA, the remedies of revocation and appeal must be filed within a period of three business days counted from the business day following notification, and the extraordinary remedy of review, within the periods indicated in Article 354 of said law.

LET IT BE PUBLISHED AND NOTIFIED ANNEXES

WHEREAS:

CONSIDERING:

POR TANTO

RESOLVES:

Anexo 1: Calculation memorandum for the setting of the 2025 T-BE rate.

en la totalidad del texto - Texto Completo Norma 0059 Fija la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh consumido AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS RE-0059-IE-2025 SAN JOSÉ, A LAS 15:58 HORAS DEL 5 NOVIEMBRE DE 2025 ACTUALIZACIÓN DE OFICIO DE LA TARIFA PROMOCIONAL PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ASOCIADO Y DEDICADO A LOS CENTROS DE RECARGA EN PLANTEL PARA AUTOBUSES ELÉCTRICOS.

ET-058-2025

I.Que el 27 de julio de 2015, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Distribución de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", mediante la resolución RJD-139-2015, la cual fue publicada en el Alcance Digital No. 63 a La Gaceta No. 154 del 10 de agosto de 2015.

II.Que el 6 de febrero de 2018 entró en vigor la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico, publicada en el Alcance Digital No. 26 a La Gaceta No. 22.

III.Que el 20 de febrero de 2019, se promulga el Decreto Ejecutivo No. 41561-MPMINAE sobre Declaratoria de Interés Público y Nacional del "Plan de Descarbonización Compromiso del Gobierno del Bicentenario", publicado en el Alcance Digital No. 40 a La Gaceta No. 36.

IV.Que el 29 de agosto de 2019 se publica el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 en el Alcance Digital No. 192 a La Gaceta No. 162. Este plan fue modificado posteriormente según consta en la versión del 20 de febrero de 2020, disponible en la página de la Secretaría de Planificación del Subsector Energía (SEPSE)1, en el cual se incluyó la acción 3.1.2.2 relacionada con el establecimiento de alianzas entre las distribuidoras de electricidad y los operadores de autobús para la construcción de la infraestructura de recarga y la acción 3.1.9.1 correspondiente a la determinación de la tarifa eléctrica monómica promocional para la recarga de los autobuses en plantel.

1 Disponible en https://sepse.go.cr/documentos/PlanTranspElect.pdf

V.Que el 22 de agosto de 2023, mediante la resolución RE-0099-IE-2023 la Aresep resolvió recurso de revocatoria interpuesto por La Compañía Nacional de Fuerza y Luz en contra de la resolución RE-0056-IE-2023, la cual fue publicada el 28 de agosto de 2023 en La Gaceta 156 en el Alcance 163.

VI.Que el 16 de diciembre de 2024, mediante la resolución RE-0097-IE-2024 la Aresep realizó la fijación anual correspondiente a la aplicación de la metodología del Costo Variable de Generación (CVG), la cual fue publicada el 17 de diciembre de 2024 en La Gaceta 237 en el Alcance 204.

VII.Que el 27 de agosto de 2025, la IE formalizó el informe IN-0092-IE-2025 para a propuesta fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.

VIII. Que mediante el oficio OF-1115-IE-2025 del 26 de agosto de 2025 la IE solicitó la apertura de

IN-0092-IE-2025.

IX.Que el 26 de agosto de 2025 el Departamento de Gestión Documental de Aresep apertura el expediente tarifario ET-058-2025 para registrar actividad de la para la propuesta fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.

X.Que el 6 de octubre de 2025 se realizó la Audiencia Pública de forma virtual y transmitida por medio de la plataforma Zoom, para la propuesta contenida en el informe IN-0092-IE-2025.

XI.Que el 16 de octubre de 2025 la Dirección General de Atención al Usuario (DGAU) emitió el informe IN-0361-DGAU-2025 que contiene detalle de las oposiciones y coadyuvancias presentadas durante el proceso de Audiencia Pública del ET-058-2025.

XII.Que el 5 de noviembre de 2025, la IE, mediante el informe IN-0140-IE-2025, recomendó la actualización de oficio de la tarifa T-BE aplicable al suministro de energía eléctrica asociada a los centros de recarga en planteles para autobuses eléctricos.

XIII. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución

I.Que del informe técnico IN-0140-IE-2025 mencionado arriba y que sirve de base para la presente resolución, conviene extraer lo siguiente:

[.]

I. JUSTIFICACIÓN

En cumplimiento de las disposiciones establecidas en la Ley 9518 "Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico", el Decreto Ejecutivo 41642-MINAE "Reglamento para la construcción y el funcionamiento de la red de centros de recarga eléctrica para automóviles eléctricos por parte de las empresas distribuidoras de energía eléctrica", el Decreto Ejecutivo 41092-MINAE-HMOPT "Reglamento de Incentivos para el Transporte Eléctrico", el Plan Nacional de Transporte Eléctrico (PNTE) 2018-2030, el Plan Nacional de Descarbonización de Costa Rica 2018-2050 y lo establecido en la resolución RE-0112-IE-2020 del 5 de noviembre de 2020, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, en el ejercicio de sus competencias, presenta el procedimiento de cálculo y fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de la energía eléctrica asociada y dedicada a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.

Al respecto, el 11 de noviembre de 2020, mediante Alcance 399 a La Gaceta 270 se publicó la resolución RE-0112-IE-2020 correspondiente a la "fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de la energía eléctrica asociada y dedicada a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos establecida en la acción 3.1.2.2 relacionada con el establecimiento de alianzas entre las distribuidoras de electricidad y los operadores de autobús para la construcción de la infraestructura de recarga y la acción 3.1.9.1 correspondiente a la determinación de la tarifa monómica promocional para la recarga de los autobuses en plantel, según el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030".

En dicha resolución (RE-0112-IE-2020) se establece lo siguiente: "La tarifa se revisará dentro de dos años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización. Con base en la generación de datos asociados al sistema de medición dedicado a la carga de autobuses eléctricos en plantel, se podrá analizar la magnitud de la tarifa, así como valorar diferenciaciones por rangos horarios." [...]

III. FUNDAMENTO TÉCNICO Y JURÍDICO

En el presente estudio, la IE actúa en el marco de sus competencias para actualizar el precio unitario de la tarifa T-BE, expresada en colones por cada kWh de consumo en los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos. En ausencia de una metodología tarifaria aplicable, se emplea el mecanismo de cobro en colones por cada kWh de consumo en el centro de recarga en planteles de buses, tal como se utilizó en la resolución RE-0112-IE-2020 y que permanece incólume en cuanto al procedimiento ahí dispuesto; lo que se somete a decisión es exclusivamente el ajuste del nivel tarifario, con base en insumos técnicos recientes.

Este encuadre respeta la distribución de competencias del ordenamiento, conforme a los artículos 29, 30 y 31 de la Ley 7593, la Autoridad Reguladora puede tramitar y resolver fijaciones, de oficio o a petición de parte, aplicando criterios de equilibrio financiero, equidad social, sostenibilidad ambiental y eficiencia económica.

Delimitadas así las competencias de la Intendencia, conviene precisar que la presente fijación no se agota en la aplicación de las reglas generales de la Ley 7593 y su reglamentación. La actuación debe leerse, además, a la luz del régimen sectorial específico de electromovilidad, de modo que la técnica tarifaria se alinee con la política pública vigente y con los mandatos particulares que se indican en el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.

En ese marco, el Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 establece expresamente en su acción 3.1.3.1 que: "La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) Desarrollar los estudios de viabilidad financiera, modelo de negocio, esquemas de financiamiento, tipo de incentivos y modelo tarifario para la sustitución de autobuses, busetas y microbuses con tecnología eléctrica." En la acción 3.1.8.1 "La Aresep deberá adaptar la tarifa del servicio de autobús para incorporar las variantes asociadas al uso de unidades eléctricas" Asimismo, la resolución RE-0112-IE-2020 instituyó la T-BE en colones/kWh y dispuso su actualización periódica con base en nueva información de utilización y en parámetros técnicos pertinentes.

Lo anterior de acuerdo con el informe IN-0186-IE-2020 y la resolución RE-0112-IE- 2020, asociados al expediente ET-021-2020 y correspondientes a la "Fijación de oficio de la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociada y dedicada a los centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos (T-BE) en colones/kWh". Después de este estudio se actualizó la tarifa mediante la resolución RE-0099-IE-2023 del 22 de agosto de 2023, la cual resolvió un recurso de revocatoria interpuesto contra la fijación previa (RE-0056-IE-2023) y mantuvo las mismas condiciones aplicadas en la resolución RE-0112-IE-2020. Dicho ajuste permitió consolidar la línea iniciada en 2020, garantizando continuidad regulatoria mientras se recopila más información empírica sobre la utilización de los centros de recarga en plantel de autobuses eléctricos con el fin de tomar las decisiones pertinentes la luz de la Ley 7593. Asimismo, la resolución RE-0021-IE-2023 de 2023 ratificó la necesidad de mantener un esquema promocional, en tanto se desarrolla la infraestructura nacional y se cumplen los objetivos de la Ley 9518 y los decretos reglamentarios vigentes.

IV. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO PARA LA TARIFA EN CENTROS DE RECARGA EN PLANTEL PARA AUTOBUSES ELÉCTRICOS

El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) enfrenta un proceso de transformación profundo, influenciada por el impacto de tecnologías disruptivas, como es el caso de la generación distribuida, almacenamiento de energía, redes inteligentes, movilidad eléctrica, internet de las cosas, entre otras.

En ese contexto se requiere contar con un marco regulatorio flexible, capaz de adaptarse de manera oportuna a los cambios inducidos por este proceso de innovación tecnológica, que sea consistente con la política pública desarrollada en torno a la implementación de los objetivos de desarrollo sostenible de la Agenda 2030 y el Plan Nacional de Descarbonización 2018-2050 dictado por el Poder Ejecutivo, instrumento relacionado con el Plan Nacional de Desarrollo e Inversiones Públicas (2023-2026).

Considerando las disposiciones establecidas en la Ley 9518 de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico y las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030, así como el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), en el ejercicio de sus competencias, presenta el procedimiento de cálculo y actualización de la tarifa especial para el suministro de energía eléctrica asociado dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos.

Siendo que la definición de esta tarifa tiene por objetivo incentivar la introducción de autobuses eléctricos, y considerando que el Plan Nacional de Transporte Eléctrico establece como una de las acciones el establecimiento de una tarifa monómica y promocional para los centros de recarga para autobuses (Acción 3.1.9.1 del Objetivo Estratégico 3), se propone una tarifa inicial única para todo el país.

Al respecto, teniendo en consideración que la metodología tarifaria correspondiente al servicio de distribución de energía eléctrica, según la resolución RJD-139-2015, no determina la estructura tarifaria, el cálculo requerido para la aplicación y actualización de esta tarifa promocional, así como su incorporación en las correspondientes estructuras tarifarias se realiza con fundamento en criterios técnicos y de conformidad con lo establecido en la Ley 7593 y sus reformas.

Consecuentemente, con el objetivo de definir una señal de precio, que incentive la introducción de autobuses eléctricos, se procede a detallar el siguiente procedimiento de cálculo para la definición de la tarifa especial para suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos, que implica ajustar la estructura tarifaria vigente de todas las empresas eléctricas que brindan el servicio de distribución y comercialización.

1. Consideraciones:

i. Los centros de recarga requieren infraestructura de media tensión dada la demanda de potencia requerida.

ii. Los centros de recarga adquiridos serán de potencias iguales o superiores a 100 kW.

iii. Los costos de inversión en infraestructura para readecuación de la red serán priorizados por las empresas eléctricas e incorporados en sus planes de inversión, mientras que la infraestructura de recarga en plantel se podrá ejecutar mediante alianzas entre las empresas eléctricas y los operadores de autobús, de acuerdo con lo dispuesto en el Eje 5 del Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el resultado 3.1.2 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.

iv. La Ley de Incentivos y Promoción para el Transporte Eléctrico No. 9518, en su artículo 26, establece como prioridad nacional la utilización de la energía eléctrica renovable en el transporte público nacional acorde al Plan Nacional de Transporte Eléctrico.

v. El Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030 establece en su acción 3.1.9.1 la definición de una tarifa monómica y promocional para la recarga del transporte público modalidad autobús en ruta regular.

vi. La tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para determinar la periodicidad de su actualización. Con base en los datos que se generen, se podrá valorar la tarifa y su estructura.

2. Premisas:

i. Se considera una potencia constante de 100 kW disponible en los centros de recarga en plantel.

ii. Se utilizan las tarifas nocturnas de media tensión como base de partida para el cálculo de la tarifa en centros de recarga.

iii. Se considera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual representa un factor de utilización del 42%, que se tomará de partida para ajustar la tarifa hacia una señal de precio ajustada al objetivo de la política pública, lo cual brinda una señal de precio para contribuir con la penetración de esta tecnología en el país.

Se espera que la utilización de la infraestructura de recarga se dé en período nocturno, considerando que la mayor parte de esquemas operativos de transporte público modalidad autobús contemplan horarios entre las 4 a.m. y las 11 p.m., además cerca del 60% de la flota autorizada sirve a rutas dentro del Gran Área Metropolitana (GAM) y en horas pico prácticamente la totalidad de autobuses se encuentra en operación.

3. Limitaciones No se cuenta con información estadística histórica, pues las empresas de distribución eléctrica no reportan demanda ni inversiones realizadas sobre esta actividad, a pesar de contar con una tarifa vigente establecida hace dos años por la Aresep por medio de la resolución RE-0099-IE-2023.

No obstante, en la medida en que avance el desarrollo de los modelos de negocio necesarios para impulsar el transporte público eléctrico modalidad autobús, la Autoridad Reguladora está en condiciones de realizar una revisión integral de esta tarifa con la participación de todas las partes interesadas, incluidas las empresas eléctricas que integran el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

4. Cálculo del factor de utilización Se considera un factor de utilización de 10 horas por día, lo cual representa un 42%, que se tomará de partida para ajustar la tarifa hacia una señal de precio ajustada al objetivo de la política pública, lo cual brinda una señal de precio inferior al costo de combustible.

5. Tarifas de media tensión T-MT Se utilizarán las tarifas sin CVG (Costo Variable de Generación) debido a que la tarifa es promocional y busca cumplir con lo dispuesto en la ley 9518, ley de incentivos y promoción para el transporte eléctrico, así como las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.

Las tarifas de media tensión T-MT que se encuentran vigentes para el año 2025 son:

. Para todas las empresas distribuidoras, según la resolución, RE-0097-IE-2024, publicada el día 17 de diciembre del 2024 en la Gaceta N°237, Alcance N°204.

A continuación, se presenta las tarifas de referencia:

Adicionalmente se fundamenta la utilización de las tarifas de media tensión T-MT debido a que esta tarifa está definida por período horario (punta, valle y noche) y en 7 de las 8 empresas eléctricas, lo que nos permite considerar la tarifa diseñada para la noche con su respectiva energía y potencia, partiendo del supuesto de que típicamente los autobuses serán cargados en ese horario.

6. Demanda de energía estimada La demanda de energía por potencia se determina considerando una potencia constante de 100 kW, un factor de carga ajustado de 42%, considerando un mes de 30 días y 10 horas para período nocturno2 2De las 20:00 a las 6:00 del siguiente día.

Demanda de Energía(kWh) Demanda de Potencia(kW) Noche Noche 12 500 100 A continuación, se presenta las tarifas de referencia:

7. Importe de energía y potencia estimado Se realiza el cálculo del importe de energía y potencia, según las tarifas vigentes para cada empresa eléctrica:

8. Cálculo de la tarifa en centros de recarga en plantel (colones/kWh) por empresa eléctrica.

Primeramente, se calcula una tarifa plana por empresa siguiendo la siguiente fórmula:

9. Cálculo del ponderador de las tarifas Para determinar una tarifa monómica aplicable a todo el territorio nacional, independientemente del área de concesión de la empresa eléctrica, es necesario obtener un ponderador que refleje por empresa distribuidora (W) la importancia relativa de las tarifas de cada distribuidor.

La demanda futura de energía y potencia estará directamente relacionada con el kilometraje recorrido por los autobuses eléctricos en cada zona de concesión de las empresas eléctricas. Por lo tanto, se procedió a conformar una base de datos con todas las rutas activas del servicio de autobús, con cada uno de sus ramales, distancia y cantidad de carreras, así como la flota autorizada, con base en la información disponible en el expediente RA de cada prestador. A partir de lo anterior, se obtuvo la cantidad de kilometraje semanal según el esquema autorizado por el CTP, considerando el porcentaje de kilometraje improductivo reconocido en la metodología ordinaria de fijación de tarifas del servicio de autobús (RJD-035-2016 y sus reformas)3.

310% para rutas cuya distancia de viaje sea igual o menor a 25 km. 5% para rutas cuya distancia de viaje sea mayor a 25 km.

De acuerdo con la información de que dispone la Aresep, se asoció la ubicación de los planteles de los operadores de autobús con las zonas de concesión de distribución de electricidad. Para las rutas en las que no se contaba con la ubicación geográfica de sus planteles se asumió lo siguiente: i) para rutas urbanas (viaje igual o menor a 25 km) el plantel está ubicado en la misma zona de concesión de la ruta, ii) para rutas interurbanas (viaje mayor a 25 km) habría un plantel en el origen y otro en el destino del ramal.

Posteriormente, la cantidad de kilómetros de una ruta se distribuyó en partes iguales en las zonas de concesión donde estuvieran ubicados los planteles. Por ejemplo, una ruta con un único plantel, el 100% de su kilometraje se asocia a una única zona de concesión; para una ruta con 2 planteles (en dos zonas de concesión distintas), cada zona de concesión tendría asociado el 50% de su kilometraje.

A partir de esta base de datos, se tiene la siguiente distribución del kilometraje semanal por empresa eléctrica:

Todos estos cálculos pueden observarse en el Anexo 1.

Es importante reiterar que tal y como se expuso en párrafos anteriores, el no disponer de estadísticas de mercado actuales que incorporen la dinámica del mercado local sobre esta actividad, limita el incorporar otros supuestos a los previamente sustentados en la primera aplicación, por tal razón, para esta oportunidad se considera adecuado mantener el mismo ponderador y las otras estadísticas que lo sustentan, ya que, dichas estadísticas usualmente presentan pocas fluctuaciones o variaciones producto a las variables que miden, como por ejemplo los kilómetros recorridos, rutas y ramales de las diferentes líneas autobuseras.

10. Tarifa T-BE resultante Finalmente se obtiene la tarifa aplicable al suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos en función de la energía (kWh), para ello se realiza el promedio ponderado de las tarifas planas por empresa calculadas (cuadro 4), considerando los pesos relativos del cuadro 5, de la siguiente forma:

Donde:

𝑇 ? 𝐵𝐸 = 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑢𝑠𝑒𝑠 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜𝑠 𝑇𝑃𝐸 = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑝𝑙𝑎𝑛𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑘𝑊?

𝑊𝑃𝐸 = 𝑃𝑜𝑛𝑑𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑎 𝑑𝑖𝑠𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑖𝑑𝑜𝑟𝑎 Aplicando la formula anterior se obtiene una tarifa plana T-BE de 41,95 colones/kWh.

Se considera que la venta de energía eléctrica a los operadores de autobuses eléctricos en centros de recarga en plantel será facturada en términos de unidad de energía eléctrica (kWh). Esto debido a que la recarga de autobuses eléctricos se considera parte del servicio público de suministro de energía eléctrica en la etapa de distribución y comercialización.

La tarifa se revisará dentro de 2 años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización. Con base en la generación de datos asociados al sistema de medición dedicado a la carga de autobuses eléctricos en plantel, se podrá analizar la magnitud de la tarifa, así como valorar diferenciaciones por rangos horarios.

[...]

VI. CONCLUSIONES

1. La tarifa propuesta buscar crear condiciones que incentiven la incorporación paulatina de autobuses eléctricos, para esta oportunidad presenta una disminución de 10,92 colones/kWh, lo que representa un 20,7% respecto a la tarifa vigente.

2. La tarifa propuesta responde a lo señalado en el eje 5 del Plan Nacional de Energía y al objetivo estratégico 3 del Plan Nacional de Transporte Eléctrico, mientras se genera la información estadística requerida para revisarla según las condiciones técnicas y operativas que correspondan.

3. La revisión tarifaria a futuro estará en función de la información estadística que cuente la Aresep para proceder con un ajuste tarifario que refleje de mejor manera la dinámica de la actividad. Asimismo, en futuras aplicaciones se podría establecer tarifas horarias que permita hacer una adecuada integración tarifaria que genere las señales para el uso óptimo de la energía eléctrica e infraestructura, previendo la determinación de una tarifa horaria punta, valle o noche o alguna otra alternativa.

4. El parámetro de factor de utilización será ajustado conforme se cuente con las estadísticas de operación relacionadas con el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos, características técnicas y penetración de autobuses eléctricos.

5. Durante el proceso de Audiencia Pública se presentaron 2 posiciones, ambas de coadyuvancia al proceso de ajuste tarifario.

6. De conformidad con el análisis que antecede, la tarifa aplicable al suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en planteles para autobuses eléctricos será de 41,95 colones por kWh.

[.]

II.Que, en lo que se refiere a la audiencia pública, del informe técnico IN-0140- IE-2025 citado, conviene extraer lo siguiente:

[...]

De acuerdo con el Informe IN-0361-DGAU-2025 del 16 de octubre de 2025, correspondiente al informe de oposiciones y coadyuvancias y el acta de audiencia AC- 0155-DGAU-2025 remitida por la Dirección General de Atención al Usuario se admitieron 2 coadyuvancias.

A continuación, se procede a resumir las coadyuvancias presentadas y su respectivo análisis:

1. Coadyuvancia: Consejero del Usuario, representado por el señor Jorge Sanarrucia Aragón, portador de la cédula N° de identidad 5-0302-0917.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito. (visible a folio 048).

Notificaciones: Al El Consejero del usuario indica los siguientes argumentos:

Argumento 1: Actualización de la tarifa promocional T-BE Considera la Consejería del Usuario como un acierto que dicha actualización establece dos incentivos, por un lado, el establecer una nueva tarifa plana para que el sector pueda acceder mayormente a la adquisición de autobuses eléctricos, y por otra parte, el establecer una nueva tarifa con una reducción en la misma de ¢20,7/kWh, representa una estabilidad en el precio de la energía para planificar mejor sus costos evitando ajustes innecesarios.

Respuesta al argumento 1:

Se le agradece al Consejero del usuario de Aresep la valoración integral realizada y la conclusión de coadyuvancia. A pesar de lo anterior, es importante aclarar que la disminución en la tarifa propuesta es del 20,7% con respecto a la tarifa vigente, tal como se indicó en la presentación de la exposición explicativa del jueves 18 de setiembre de 2025 y que consta en el archivo de cálculo adjunto al expediente, esto representa una disminución de ¢10,92/kWh. Se corrige el valor indicado en la conclusión 1 del informe en el cual se indica que la rebaja de 20,7 colones /kWh.

Argumento 2: Metodología de cálculo ajustada En este punto la Consejería del Usuario considera positivo que, al mantener la estructura tarifaria anterior, los usuarios de este servicio no enfrentarían cambios bruscos en la forma de calcular la tarifa, lo que facilita la comprensión y comparación de los costos y mantiene el interés en el acceso a dar el servicio bajo esta modalidad.

Adicional en este punto, si es importante tener presente que, si se busca ajustar la metodología, se considere la limitante de que no se cuenta con información estadística histórica, pues las empresas de distribución eléctrica no reportan demanda ni inversiones realizadas sobre esta actividad, a pesar de contar con una tarifa vigente establecida hace dos años por la Aresep por medio de la resolución RE-0099-IE-2023.

Respuesta al argumento 2:

Es importante indicar que hasta el momento la Intendencia de Energía ha utilizado el procedimiento de cálculo estipulado en la resolución RE-0112-IE-2020, el cual considera variables teóricas ya que hasta la fecha de la fijación de esta tarifa no ha sido aplicada y por tanto no existe información estadística real. Asimismo, se utiliza como referencia lo dispuesto a nivel general, para el sistema de distribución, la metodología RJD-139-2015.

En esta actualización de la tarifa T-BE, la Intendencia de Energía está replicando el procedimiento de cálculo al igual que la anterior aplicación, a pesar de lo anterior, esta Intendencia coincide con el Consejero del usuario de pasar por un proceso de valoración integral que evalúe la práctica regulatoria y que realice los ajustes que se consideren necesarios, incluidos los propuestos por el consejero.

Argumento 3: Ponderación por zona de concesión En este sentido considera la Consejería del Usuario que es un aspecto que puede traer beneficios pero que es importante no dejar de lado el cuidado en su implementación en cuanto a una posible afectación. En ese sentido se tiene que representar un beneficio al usuario final al aportar transparencia, equidad y simplicidad con una tarifa nacional que considera la operación real de cada zona, pero que de igual manera puede afectar a algunos usuarios porque homogeniza costos y en ciertos casos podría implicar pagar un poco más que bajo un esquema estrictamente regional.

Respuesta al argumento 3:

Al ser una tarifa única para todo el país fue necesario utilizar un ponderador por empresa basado en el kilometraje semanal de las rutas de autobuses en cada zona de concesión, esto permite que se tome en cuenta las distancias en los recorridos de las unidades de autobuses.

Argumento 4: Eliminación del Costo Variable de Generación (CVG) La eliminación de este costo busca dar estabilidad al precio y evitar que la tarifa esté sujeta a las actualizaciones trimestrales que afectan las tarifas eléctricas convencionales, lo cual permitiría que la tarifa promocional sea más predecible y atractiva para los operadores de autobuses eléctricos, lo cual al final puede representar beneficios en las tarifas de los usuarios finales.

En este aspecto, la Consejería del Usuario considera que este aspecto influye positivamente en un reconocimiento de tarifa en los servicios que se presten bajo esta modalidad, autobuses eléctricos con recarga, que al final se vería reflejado en beneficios al usuario final.

Respuesta al argumento 4:

La utilización de las tarifas sin CVG como referencia para el cálculo de la tarifa T-BE se da debido a que la tarifa es promocional y busca cumplir con lo dispuesto en la ley 9518, ley de incentivos y promoción para el transporte eléctrico, así como las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.

Es importante tener en cuenta que las tarifas sin CVG son fijadas de manera anual y que representa una estabilidad en el precio de las tarifas de media tensión que son utilizadas de referencia para el modelo de cálculo de la tarifa T-BE.

Argumento 5: Revisión futura de la tarifa La Consejería del Usuario es consciente que hasta que no se hagan las revisiones se estaría ante una incertidumbre si la revisión implicara un aumento o una rebaja, ya que se desconocen los costos reales, los cuales pueden resultar más altos que los supuestos actuales, con las implicaciones que eso podría tener.

Respuesta al argumento 5:

La revisión de la tarifa se está realizando cada dos años a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, esto con el objetivo de analizar la información estadística que se genere durante la fase de implementación para valorar su modificación y determinar la periodicidad de su actualización.

Sin embargo, se tomará en consideración lo indicado por el Consejero del usuario en lo relacionado a poder tener revisiones de tarifas anuales en concordancia con lo que se indica en el artículo 30 de la Ley 7593.

Argumento 6: Consideraciones finales sobre la propuesta La Consejería del Usuario considera que de la propuesta se desprende con claridad que lo que se pretende es incentivar los costos asociados al servicio de transporte remunerado mediante autobuses eléctricos con tarifas accesibles de recarga a un menor precio, para lo cual se busca que este ajuste refleje con la mayor precisión los costos operativos de la utilización de estas unidades.

Lo anterior buscando lograr que la propuesta sea un incentivo hacia un cambio en las unidades por parte de los prestadores, y que, al ser un menor costo, también se vea reflejado a futuro en una fijación tarifaria con beneficio al usuario final.

Respuesta al argumento 6:

La tarifa es promocional y busca cumplir con lo dispuesto en la Ley 9518, Ley de incentivos y promoción para el transporte eléctrico, así como las metas planteadas en el Plan Nacional de Energía 2015-2030 y el tercer objetivo estratégico del Plan Nacional de Transporte Eléctrico 2018-2030.

2. Coadyuvancia Parcial: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica número 4-000-042139, representada por el señor Randall Hume Salas, cédula de identidad N° 3-0276-0808, en su condición de Apoderado General sin límite de suma y con la representación judicial y extrajudicial.

Observaciones: No hace uso de la palabra en la audiencia pública. Presenta escrito mediante oficio número 5407-151-2025 (visible a folio 049). Se previene al Instituto Costarricense de Electricidad, Auto de Prevención N° AP-0108-DGAU-2025, el cual cumplió (visible a folio 059).

Notificaciones: Al Argumento 1: Esta actualización tarifaria tiene como objetivo revisar y ajustar los parámetros establecidos en la metodología tarifaria definida en la resolución RE-0129- IE-2020, publicada el 17 de diciembre de 2020.

Sin embargo, dicho Instituto recuerda lo siguiente:

1. El Ente Regulador debe iniciar una recopilación sistemática de información sobre los costos operativos y de inversión asociados a la prestación del servicio de recarga en los planteles destinados a autobuses eléctricos. Esta información es esencial para que las decisiones tarifarias en cuanto a energía y potencia se alineen con los objetivos del Plan Nacional de Descarbonización y para garantizar el reconocimiento adecuado de las inversiones que deban realizar las empresas distribuidoras de electricidad.

2. El Ente Regulador no deberá limitarse únicamente a la actualización de parámetros, ya que esta labor por sí sola no le permite evaluar si la tarifa establecida es realmente adecuada. Es fundamental que se enfoque en recopilar, analizar y valorar toda la información generada en torno a la prestación del servicio de recarga de autobuses eléctricos, considerando que tiene la responsabilidad de fiscalizar y ponderar dicha información para una toma de decisiones más informada y efectiva.

3. La Autoridad Reguladora debe desempeñar un papel activo en el impulso de la electrificación del transporte público, incentivando el aumento de la flota de autobuses eléctricos mediante una política concertada que reconozca la inversión requerida y los costos operativos reales de estas unidades. Para lograrlo, es fundamental establecer una tarifa técnica que contemple no solo los gastos asociados a la operación y mantenimiento de los buses eléctricos, sino también los costos que enfrentan las empresas distribuidoras eléctricas en la prestación del servicio de recarga en los planteles como la extensión de redes y la redundancia. Esta estrategia permitiría crear un entorno económico viable para los operadores, fomentando la inversión en tecnologías limpias y contribuyendo a los objetivos nacionales de sostenibilidad y reducción de emisiones.

4. Se recomienda a Aresep actualizar la metodología tarifaria tomando en cuenta la realidad de las flotas de autobuses que se están implementando en el país, además de que es necesario que la tarifa envíe señales de eficiencia en el consumo eléctrico a los operadores a través de la inclusión de un componente de costo horario y de potencia, ya que la tarifa actual es plana (no contempla potencia ni hace distinción de precios por periodo horario), lo cual puede inducir a los operadores a cargar a cualquier hora o a diseñar los sistemas de recarga de sus planteles sin tomar en cuenta una adecuada gestión de potencia, lo cual derivaría en afectaciones a la red eléctrica., como sobrecargas en periodos punta que obliguen a la distribuidora a hacer inversiones en Distribución y en Generación. Además, la tarifa promocional actual tomó en cuenta solo el precio de la energía en periodo nocturno, por lo que si los operadores cargan en otro periodo horario afectaría los ingresos de las distribuidoras.

Petitorias:

Con base en los argumentos expuestos anteriormente, se solicita lo siguiente:

1. A la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos que impulse un proceso sistemático de recopilación y análisis de información relacionada con los costos asociados al servicio de recarga de buses eléctricos en los planteles. Asimismo, consideramos fundamental que se identifiquen y valoren las inversiones que deben realizar las empresas distribuidoras eléctricas para garantizar una infraestructura adecuada y eficiente. Esta información es esencial para el diseño de políticas tarifarias que reconozcan los costos reales de prestación del servicio, y que a su vez generen condiciones económicas favorables para incentivar el aumento de la flota de buses eléctricos en el país.

Respuesta petitoria 1:

Se le agradece al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) la valoración integral realizada y la conclusión de coadyuvancia.

En lo que respecta al primer argumento, el Ente Regulador coincide con la posición del ICE en la importancia y necesidad de recopilar información relacionada con los costos asociados al servicio de recarga en planteles de autobuses eléctricos para mejorar la toma de decisiones.

A la fecha, ningún operador ha reportado información al regulador relacionada a servicios que demanden la tarifa T-BE, ni costos de inversiones que deben realizar las empresas distribuidoras eléctricas para garantizar una infraestructura adecuada y eficiente.

En cuanto inicie la demanda del servicio ligado a la T-BE, se adecuarán los sistemas de información regulatoria para recopilar de forma estandarizada y sistematizada los datos empíricos de las principales variables financieras y de mercado.

2. A la Autoridad Reguladora que proceda con la actualización de la metodología tarifaria aplicable al sector transporte de autobuses eléctricos, considerando la realidad tecnológica y operativa, incluyendo los diferentes modelos de negocio que se puedan implementar en las nuevas flotas de autobuses eléctricos que se están incorporando al servicio de transporte público en el país. Asimismo, se insta a que dicha metodología contemple señales de eficiencia en el consumo eléctrico para los operadores, mediante la inclusión de componentes tarifarios diferenciados por costo horario y potencia contratada.

Respuesta petitoria 2:

Sobre esta petitoria se recuerda que la fijación tarifaria responde a la actualización del método de cálculo que se aplicó en la resolución RE-0112-IE-2020.

La Intendencia de Energía ha cumplido con sus obligaciones y responsabilidades al momento de fijar una tarifa promocional que cumpla con las instrucciones que la legislación impuso. A pesar de lo anterior, considerando el argumento expuesto en la posición del ICE, la Intendencia de Energía informará a los miembros de la Junta Directiva y solicitará que se evalúe la práctica regulatoria actual y las alternativas de fortalecimiento.

3. Revisar la tarifa promocional vigente, dado que esta considera únicamente el precio de la energía en el periodo nocturno. En consecuencia, si los operadores de los buses realizan cargas en otros periodos horarios, se puede ver comprometida la rentabilidad de las empresas distribuidoras de electricidad.

Respuesta petitoria 3:

De forma homologa a la respuesta vertida en el punto anterior inmediato se le aclara al ICE que la alternativa de fijar tarifas con discriminación horaria será considerada por la Intendencia de Energía al momento de solicitar a los miembros de la Junta Directiva de Aresep la valoración integral de la práctica regulatoria actual.

[...]

III.Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerando precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es, fijar la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh consumido, tal y como se dispone:

LA INTENDENCIA DE ENERGÍA

I.Fijar la tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos (T-BE) por cada kWh consumido, tal como se detalla:

| Categoría tarifaria | Detalle del cargo | | --- | --- | | Tarifa T-BE Tarifa promocional para el suministro de energía eléctrica asociado y dedicado a los centros de recarga en plantel para autobuses eléctricos | ¢41,95 (¢/kWh) |

II.Señalar como respuesta a las posiciones interpuestas en la audiencia pública lo externado en el Considerando II de esta resolución, así como agradecer a los participantes por sus aportes.

III. Establecer que la presente tarifa rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta

De conformidad con el acuerdo de Junta Directiva Nº06-83-2021, del acta de la sesión extraordinaria 83-2021, celebrada el 23 de setiembre de 2021 y ratificada el 28 de setiembre del mismo año, se incorporan a esta resolución los anexos del informe técnico IN-0140-IE-2025 del 5 de noviembre de 2025, que sirve de base para el presente acto administrativo.

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 pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación y el extraordinario de revisión. Los recursos ordinarios podrán presentarse ante la Intendencia de Energía, de acuerdo con los artículos 346 y 349 de la LGAP.

Según el artículo 346 de la LGPA, los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley.

PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE ANEXOS

RESULTANDO:

CONSIDERANDO:

POR TANTO

RESUELVE:

Anexo 1: Memoria de cálculo para la fijación de la T-BE 2025.