Planning, Operation and Access to the National Electric System AR-NT-POASENNorma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN

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WIND PLANTS:

Agents of the MEN: Natural or legal persons dedicated to the generation, transmission, distribution, and commercialization of electricity.

ARESEP. Technical analysis: the term "Agents of the MEN" is not used in this standard, so including it in the definitions is unnecessary.

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High voltage (.)

CNFLSA, COOPELESCA Voltage used for the electrical supply, whose nominal root-mean-square (rms) value is equal to or greater than 138 kV.

Justification: the transmission voltage used in Costa Rica is equal to or greater than 138 kV.

ARESEP: Technical analysis: The definition is for the term "High voltage" and not transmission voltage and follows the ANSI C81.1- 2008 standard, so CNFLSA's request is rejected.

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Concession (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

It is the authorization granted by the State to operate, exploit, and provide the service of generation, transmission, distribution. Enabling title. Justification. The Commercialization activity is removed from the definition of Concession because it is already included in the Distribution activity, given that Commercialization is not contemplated as an independent activity in the legally established market model in Costa Rica.

ARESEP: Technical analysis: the commercialization activity is contemplated in subsection a) of Article 5 of Law 7593 as an independent activity, so CNFLSA's request is rejected.

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Connection contract (.)

ICE:

In the definition of "Connection contract", it is recommended to add the figure of "connection agreement" which would apply similarly to works that belong to the same owner of the transmission or distribution network to which they connect, and where a contract cannot be signed because it is the same legal entity. Example: ICE plants connecting to the ICE transmission network or plants of distribution companies that connect to their own network.

Additionally, in the current definition of "Connection contract", the reference to the transmission company is missing in the document. The current text would not allow signing a connection contract between the Empresa Propietaria de la Red (EPR) and a plant that connects to its network. It is proposed to modify the wording as follows:

"Connection contract or agreement: Administrative act signed between the ICE, the transmission company, or the distribution company with an interested party (a generator, a transmission company, a distribution company, a subscriber or user at high voltage, or a subscriber or user at low or medium voltage with small-scale generation for self-consumption), where the conditions and technical and commercial requirements under which access, supervision, and integrated operation with the Sistema Eléctrico Nacional will be provided are established, as well as the obligations, rights, and duties to which the parties commit".

ARESEP: Technical Analysis: Including the reference to the transmission company is accepted because it is an omission and to make the definition consistent with the objective of the standard and what is indicated in Article 29.

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Distribution company (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Legal entity concessionaire that supplies the electric service in the distribution and commercialization stage. Justification: The Commercialization activity is added to the definition of distribution company because commercialization is an integral part of the Distribution activity in the legally established market model in our country.

ARESEP: Technical Analysis: the commercialization activity is contemplated as an activity independent from distribution as indicated in subsection a) of Article 5 of Law 7593. Although currently the same distribution companies carry out the commercialization activity, in the future it may happen that for financial, economic, technical, or business convenience, a distribution company separates said activities in its administrative, accounting, and legal structure, so CNFLSA's request is rejected.

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Renewable energy (.)

RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:

In the article on the definition of Renewable energy in Article 3 definitions, he considers that solid waste is not renewable material:

. RSM are a mixture of organic and inorganic materials . Except for some inert materials such as: ceramics, metals, and glass . Through prior mechanical processes, these materials can be separated . Everything else is carbon-based, therefore organic . This criterion does not consider the reality of the composition of RSMs in Costa Rica . It legally prevents the use of RSM for energy production . The majority of RMS in Costa Rica are organic (more than 51%) . The preparation of derived fuels for gas production reduces the use of inorganic materials.

. Synthetic gas from clean RSM can be compared to natural gas, but with lower calorific value . According to the Kyoto protocol, RSM are renewable materials ARESEP: Technical analysis: This is a comment from Mr. Gutiérrez in which he does not request to correct, eliminate, or include any aspect. Consequently, his comment is merely noted.

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Small-scale generation for self-consumption (.)

ACESOLAR:

Regarding this definition, in relation to the 49% percentage, we request that the following be analyzed:

i. The limitation of the percentage for energy exchange (net metering) of 49% does not reflect the behavior of the production/consumption of a photovoltaic system client. This limit must be defined by the client's consumption (self-consumption). That is, a limit is being imposed on the exchange of production surpluses without any technical basis.

ii. For the economic recognition of the annual surplus, this 49% percentage is not technically necessary since the goal is to consider surpluses due to interannual consumption fluctuations.

iii. When production is used as the limit, there is the problem that the distribution company does not have access to the generation data of the system, therefore, to define a percentage it is necessary for the distribution company to install another meter, or for the client to do so and for the distribution company to have access to this information, which increases costs.

Therefore, ACESOLAR requests that the Technical Standard be modified in the following way:

i. That the 49% percentage be eliminated from the definition of small-scale generation for self-consumption and that the text of the originally proposed definition be returned to; Or, alternatively, if this petition is not accepted, ii. That ARESEP appoint a recognized expert in accordance with the provisions of Article 36, in fine, to work with ACESOLAR, which does not have its own resources to do so, to develop a scope and execute a technical and economic study that serves as a basis for defining a percentage based on consumption, prior to approving this Technical Standard.

ARESEP: Technical analysis. The 49% limit is because the generation regulated in Chapter XII of this standard has as its fundamental objective regulating small-scale generation for self-consumption with the option of exchanges with the distribution companies, exchanges that can be only of physical units, or monetary when the ARESEP establishes the corresponding tariff. Eliminating this restriction would turn small-scale generation into generation oriented towards the production and sale of energy, which is not the intention of this standard. In that sense, for the purposes of a generation project with the sole objective of selling energy, there are the mechanisms established in Laws 7200 and 7508. Regarding the equipment, indeed in some cases there is a need to install a metering device which the interested party must install and give access to the distribution company. Therefore, the petition of ACESOLAR is rejected.

CNFLSA, COOPELESCA:

Small-scale generation for self-consumption: Generation of electrical energy in installations with capacities less than or equal to 1000 kVA, carried out from renewable sources, and at the consumption site, with the purpose of satisfying the subscriber-user's own energy needs by interacting with the distribution network, with the option to buy-sell, at the price determined by the Autoridad Reguladora, or to exchange production surpluses with the distribution company, of up to 49% of the monthly energy produced with the electrical distribution network.

Justification: The wording is improved to strengthen the applicability and consistency of the definition with the rest of the articles.

ARESEP: Technical analysis. The improvement in wording is accepted because it provides a better understanding of the term and is not a substantive change to the articles.

COOPEGUANACASTE:

It should be clarified that energy exchanges will be allowed only with the distribution company, as it could be interpreted that the exchange would also be valid between clients. It is also necessary to indicate that the 1000kVA capacity refers to the nominal capacity of the generator or set of generators.

ARESEP: Technical analysis. The improvement in wording is accepted because it provides a better understanding of the term and is not a substantive change to the articles.

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Private generator (.)

ACOPE, ENEL:

It is requested to eliminate the text: "to a company that provides the public electricity service in the distribution stage" from this definition, so the text would read: Private capital company or individual who is dedicated to generating electrical energy for sale.

Justification: The current wording does not have to be limited to the distribution network, particularly when most private generation is connected to substations. The details will be defined in the interconnection contract.

ARESEP: Technical Analysis: Private generators are only authorized to sell energy to companies that provide the public electricity service, understood as the ICE, the CNFL, and the eight distribution companies established in the country. The interconnection issue is outside the context of the definition of the standard. Therefore, the petition of ACOPE and ENEL is rejected.

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Generator (.)

ACOPE It is requested to eliminate the text: "Subscriber or user who has a system for generating electrical energy for self-consumption integrated into the national distribution network." from this definition, so the text would read: Company that generates electrical energy. Justification: The wording must be generic, otherwise it creates confusion about the concept.

ARESEP. Technical analysis: What was stated by ACOPE is not accepted; the term generator must be interpreted in the context of the standard. Both definitions clarify the concept according to its use in the standard.

ENEL:

The proposal includes the definition:

"Generator: Company that generates electrical energy. Subscriber or user who has a system for generating electrical energy for self-consumption integrated into the national distribution network." Request: It seems two definitions are included here, one for Generator and another for Self-generator. In order to avoid creating confusion with the concept, it is requested to modify the definition to read:

"Generator: or individual who is dedicated to generating electrical energy, whether for sale or self-consumption", eliminating the phrase: "Subscriber or user who has a system for generating electrical energy for self-consumption integrated into the national distribution network." which causes confusion.

ARESEP. Technical analysis: What was stated by ACOPE is not accepted; the term generator must be interpreted in the context of the standard. Both definitions clarify the concept according to its use in the standard.

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Distribution line (.)

WIND PLANTS:

It is requested to eliminate the phrase "at medium and low voltage" from this definition, so the text would read: Arrangement of supports, ducts, conductors, insulators, and accessories to distribute electricity, in an overhead or underground form, for its final use. Justification: It is not necessary to establish the voltage, only the function. The electrical system may evolve such that the distribution function may be carried out at higher levels than current ones, for example, 138 kV.

ARESEP. Technical Analysis: The arguments of Plantas Eólicas are contrary to electrical engineering.

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Transmission line (.)

WIND PLANTS:

It is requested to eliminate the mention of "high voltage" in the wording of this definition, so the text would read: Arrangement of structures, conductors, insulators, and accessories to fulfill the function of transmission. Justification: It is not necessary to establish the voltage, only the function. Currently, there are some lines that fulfill the function of transmission at a voltage of 34.5 kV, and there will be more in new generation projects.

ARESEP. Technical Analysis: The arguments of Plantas Eólicas are contrary to electrical engineering.

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Medium voltage (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Medium voltage: Voltage used for the electrical supply, whose nominal root-mean-square (rms) value is greater than 1000 Volts and less than 138 kV. Justification: This definition is made consistent with that of High Voltage, since the transmission voltage used in Costa Rica is equal to or greater than 138 kV.

ARESEP. Technical Analysis. The definition is for the term "Medium voltage" and follows the ANSI C81.1-2008 standard, so the request from CNFLSA is rejected.

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Mini generator (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Mini generator: Generators of electrical energy with a generation capacity greater than 100 kVA and less than or equal to 1000 kVA. Justification: This definition is made consistent with that of Small-scale generation for self-consumption.

ARESEP. Technical Analysis: the observation is accepted as it better clarifies the term.

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National regulations (.)

CNFLSA, COOPELESCA National regulations: Set of technical standards and procedures in which mandatory technical-economic rules are established, issued by the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP). Justification: Criteria and in general any document issued by ARESEP are eliminated as part of the national regulations because they must be based on the legally applicable procedure for their effectiveness.

ARESEP. Technical analysis: Any standard, guideline (technical), or document issued by the Autoridad Reguladora has access to the remedies established in the Ley General de la Administración Pública, therefore the petition is rejected.

Furthermore, for documents issued under Article 25 of Law 7593, it is clear that they must be submitted to the public hearing procedure.

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Point of delivery or Point of common coupling (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Point of delivery or Point of common coupling: The point of delivery is the bus system of the substation where the generator or user connects to the national transmission network, or the point in the distribution network where the generator connects. In the case of small-scale generators for self-consumption, the point of delivery shall be that defined in the technical regulations applicable to service connections. Justification: The point of delivery for self-consumption generators is changed from the definition to the one defined in the technical regulations applicable to service connections.

ARESEP: Technical analysis: Accepted because it is the term currently used in the standard AR-NT-ACO "Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.", which is clearer and adaptable to each interconnection possibility.

COOPEGUANACASTE:

The point of delivery must be that defined in the technical standard for service connections, because tying it in this standard to the load terminals of the meter is not convenient since the metering can be direct or indirect depending on the load, or the point of delivery may be different from the point of metering. We recommend referring this definition to the service connection standard.

ARESEP: Technical analysis: Accepted because it is the term currently used in the standard AR-NT-ACO "Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.", which is clearer and adaptable to each interconnection possibility.

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Electric transmission network (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Electric transmission network: Part of the electrical grid made up of: transmission lines, step-up substations (medium/high voltage) excepting those of generation, step-down substations (high and medium voltage buses), switching substations or switchyards, and the associated transformation, control, monitoring, and protection equipment, that fulfills the transmission function and is delimited by the connection points of the agents that inject or withdraw energy. Justification: The clarification that generation step-up substations are excepted is included in the definition because these are not part of the electric transmission network but of the generation business.

ARESEP. Technical Analysis: Not accepted because from a regulatory point of view, the step-up substations associated with generation plants form part of the transmission system.

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Electric service (.)

ICE:

It is proposed to modify the definition of electric service as follows, so that it is clear what type of commercialization is being referred to:

"Electric service: Availability of energy and power in the stages of generation, transmission, and distribution, as well as in the conditions of its retail commercialization".

ARESEP: Technical-legal analysis: ICE's request that the term commercialization in the definition has a broad sense is not admissible. That is, it encompasses retail commercialization (i.e., the sale of energy in small or large blocks for final use, as in the case of high-voltage users or customers, or low-voltage users, such as the sale of energy from generators to ICE or to distribution companies, and even the sale of surplus energy from customers or users with surplus to distribution companies.

CNFLSA, COOPELESCA Electric service: Availability of energy and power in the stages of generation, transmission, and distribution. Justification: The activity of Commercialization is eliminated from the definition of Electric Service because it is already included in the Distribution activity, given that Commercialization is not contemplated as an independent activity in the legally established market model in our country.

ARESEP: Technical Analysis: the commercialization activity is contemplated as an activity independent from distribution, as indicated in subsection a) of Article 5 of Law 7593; therefore, the request from CNFLSA is rejected.

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Transmission (.)

ACOPE, ENEL:

It is requested that the term "high-voltage" be eliminated from this definition. The wording would be: Transport of energy through electrical networks. Justification: The transmission function does not contemplate specific or qualified voltage levels.

ARESEP: Technical analysis: What ACOPE stated is not accepted. While it is true that transmission is associated with high voltage levels, indicating this does not create confusion but rather clarifies the term.

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ICE:

The wording of this article must be modified, given that the national electric system by itself cannot comply with this criterion. The control of frequency deviations is carried out by all the electric systems of Central America jointly.

ARESEP: Technical Analysis: This article establishes the nominal frequency of the National Electric System (SEN). It is understood that in the current interconnection state of the SEN, frequency is an electrical parameter of a regional nature. However, regardless of whether the SEN operates integrated with the Regional Electric System (SER) or in an isolated manner, the nominal frequency of the SEN is 60 Hz, and the System Operator is responsible for maintaining it within the permitted variation ranges.

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(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

The values in the second and third columns of table 1 of this article must be corrected to be consistent in the presentation and the tolerances established therein. The same base values from the current voltage quality standard must be used.

ARESEP. Technical Analysis: Accepted and corrected as it is a transcription error.

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ENEL:

In subsection a. of Article 8, the proposed regulation indicates: "., under a short- and medium-term planning horizon (zero to five years, with a maximum resolution of one month),.". Request: We do not understand what "maximum resolution of one month" refers to; we request clarification.

ARESEP: Technical Analysis: Maximum resolution refers to the periodicity with which the different planning scenarios will be determined. (.)

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ICE:

It is recommended to add the word "term" to the text of the first part of the article as follows:

"For the proper operation of the SEN, the System Operator must develop a planning strategy that involves short- and medium-term goals (zero to five years, with a maximum resolution of one month), taking into account for this purpose and as appropriate:" In item "d. Regarding the indication of "The hydrology of the different hydroelectric plants and their minimum and maximum operating levels," the text should be expanded according to what was originally suggested by CENCE to: "d. The hydrology of the different hydroelectric plants and their minimum and maximum operating levels of their reservoirs." In item "e. The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the long term and those of weekly, daily, and hourly regulation in the medium and short term," it is recommended to change the term from long to medium (5 years) in accordance with the studies carried out by the SO and indicated at the beginning of Article 9. The wording would be as follows:

"The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the medium term and those of weekly, daily, and hourly regulation in the medium and short term." ARESEP: Technical analysis. The stylistic observations are accepted and incorporated.

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a.

ICE:

ICE reiterates its comment made on Article 10, point b, which establishes that the SEN lines must be loaded below 85% of the nominal thermal capacity. Although this determination was incorporated since 2002, this does not mean it is desirable. Aspects such as the utilization of seasonal energy resources, regional transfers, maintenance work, etc., could require a redispatch of the SEN generation plants, producing flows over some lines that exceed the 85% loadability value. These redispatches are within the normal operation of a system and do not qualify as "special, emergency, or operational safety criterion compliance conditions." This restriction unnecessarily increases the cost of the SEN.

It is requested not to set limits on the loadability of lines in nominal operation.

ARESEP: Technical analysis: The regulation must be interpreted in an integral manner and the articles must not be interpreted in isolation. Subsection b establishes the optimization criteria for maximum transfer through the transmission lines, taking as a reference that they do not exceed 85% of their nominal thermal capacity under normal SEN operating conditions. However, subsection c establishes that in daily operation, overloads may occur as long as they are not permanent. In this sense, the MER operational safety criteria clearly establish that only in the presence of contingencies can elements be operated at their thermal limit permanently during a single contingency, and at their emergency thermal limit during multiple contingencies. Furthermore, operating elements of the SEN at maximum limits puts the system in a permanent alert situation, since at any moment a situation could arise that implies exceeding the safe limits of such elements and even of the SEN as a whole. The System Operator, at its discretion, may exceed the established limits, without losing sight of the consequences this could bring to the users of the SEN.

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ICE:

ICE's comment is reiterated regarding that operation in electrical islands or isolated subsystems occurs as a result of extreme events, which necessarily causes imbalances in the electric service. Therefore, it is inappropriate to request compliance with the same performance criteria as under normal circumstances. Over-dimensioning a system so that it meets the same quality and reliability criteria in normal operation and during extreme contingencies is not a common practice and has a high cost that users must assume.

As an example, the Costa Rican system has the particularity that currently the largest generation is in the north and the largest load is in the center. If the system were to form islands between the north and the center, we would have excess generation in the north with low load, and in the center excess load and little generation.

Maintaining normal operating conditions in both islands necessarily requires over-installing (relative to the total system) generation in the center, solely to comply with this point of the regulation. Therefore, it is requested that this point be eliminated from this regulation.

This also applies to subsection j) of Article 11, where, in the event of islanded operation of the SEN, the installation of supplementary operation schemes is requested to allow operation under quality conditions, in a situation that is not desirable for system operation.

Technical analysis: This Body is aware that operation in electrical islands or subsystems occurs as a consequence of isolated events, such as the contingency of October 21, 2013. However, in no way can this Regulatory Body permit operation in islands or isolated electrical subsystems under negative quality conditions for users. If the System Operator cannot guarantee operation under quality conditions for any subsystem, it must refrain from doing so, except during a SEN restoration process.

Regarding subsection J of Article 11, ICE must likewise assess technically, economically, and even probabilistically the convenience of isolated operation of an electrical subsystem and consequently take the pertinent precautions. It is reiterated again that if the System Operator cannot guarantee operation under quality conditions for any subsystem, it must refrain from doing so, except during a SEN restoration process, without prejudice to the responsibility implied by deficient supply conditions during the national or regional electrical system restoration process.

(.)

(.)

ICE:

It is requested to modify the following highlighted text in the article:

The low-frequency load disconnection scheme in the network will be implemented in accordance with the requirements determined by the corresponding studies prepared by the System Operator and coordinated with the participants of the electricity business (generators, transmitters, distributors, and high-voltage customers or users). The range of variation, composed of several stages, chosen for said scheme must be updated depending on the needs of the network and its evolution over time, and must be reviewed periodically and at least once a year. The aspects related to spinning reserve must also be taken into account to contribute, together with the other electrical systems of Central America, to avoid the partial disconnection of loads in the first stage of operation of this scheme, which is valid only when the SEN operates interconnected with the SER (it is not a requirement that can be met when the SEN operates in isolation).

In this sense, the National Electric System must be operated at all times with a minimum spinning reserve defined by the System Operator with ARESEP's approval, and which must also respect what is regulated by regional regulation. ARESEP: Technical Analysis: What ICE requested is not accepted regarding establishing different operating conditions between the isolated operation of the SEN and the integrated operation with the SER. The operation of the SEN in an isolated manner must conform to the best general application technical practices and to optimal levels of quality, continuity, reliability, etc., and the integrated operation with the SER must improve such levels.

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a. (.)

ICE:

The tripping of the largest capacity generation unit in the system must not activate the first stage of disconnection when the SEN operates interconnected with the SER.

ARESEP. Technical analysis: What ICE requested is not accepted as there are no justifications for establishing radical operational differences between isolated and integrated operation of the SEN. No technical justifications are provided.

(.)

j. (.)

ICE:

As stated in the objection to subsection g of Article 10, operation in electrical islands or isolated subsystems occurs as a result of extreme events, which necessarily causes imbalances in the electric service. In this sense, it is not appropriate to request compliance with the same performance criteria as under normal circumstances.

Therefore, the request to install supplementary operation schemes to allow operation under quality conditions, in a situation that is not desirable for system operation, is improper.

Therefore, it is requested that this point be eliminated from this regulation.

ARESEP. Technical analysis: What was indicated in Article 10 is reiterated.

(.)

(.)

ICE:

It is requested to change the text: "ICE shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all units in the national generation park" to the following: "The System Operator shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all units in the national generation park." The above is because the System Operator is the most appropriate ICE entity for said review, as it was who defined the values according to what is indicated in this same regulation and is an entity that can verify generators that are not ICE, such as those belonging to distribution companies.

ARESEP: Technical analysis: What ICE requested is accepted and the wording is corrected.

ACOPE, ENEL:

It is requested to change the name ICE to System Operator at the end of this article, whose wording would be: "The System Operator shall specify the ranges within which each generator must adjust its frequency relays, in accordance with the stability analysis studies. The System Operator shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all units in the national generation park." Justification: To be consistent in this regulation, it is necessary for the System Operator to be the one with these powers. Moreover, this prevents ICE from being judge and party.

ARESEP: Technical Analysis: Accepted and corrected.

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(.)

ICE:

It is requested to change the limit of 5 MW to 1 MW in the following text: "It is the responsibility of the System Operator to supervise, in real-time, at least: the status of the circuit breakers, the voltages on the transmission system buses, the active and reactive power flows through the lines and transformers, regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with a capacity equal to or greater than 5 MW." The above is because a regulatory gap is created for generators between 1 MW and 5 MW. Chapter XII of this regulation regulates the conditions for generators under 1 MW; this Chapter IV presents the requirements for generators over 1 MW, following the System Operator's criteria and what is indicated in Article 39. For example, there are currently plants with capacities between 1 MW and 5 MW that transmit data of interest to the SO to CENCE.

It is recommended that the text be: "It is the responsibility of the System Operator to supervise, in real-time, at least: the status of the circuit breakers, the voltages on the transmission system buses, the active and reactive power flows through the lines and transformers, regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with a capacity equal to or greater than 1 MW." ARESEP: Technical analysis: There is no regulatory gap between plants with a capacity exceeding 1 MW and plants with a capacity below 5 MW, since all plants below 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. Additionally, ICE does not indicate what the SO's data of interest that these plants transmit are, nor the impact on optimal operation and operational safety, in order to be evaluated by ARESEP regarding their cost-benefit for the optimal operation of the SEN. Consequently, ICE's request is not accepted.

(.)

(.)

ICE:

It is requested to change the wording of this article to the following: "In scheduling the maintenance of the different elements of the SEN, the impact on system operation must be reduced and load disconnection avoided, as far as possible. Annually, under the procedures and mechanisms proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority, ICE, the transmission and generation companies, and the high-voltage customers or users must send the System Operator the annual predictive and preventive maintenance program for generation elements connected to the SEN at a nominal voltage level of 13.8 kV and higher, as well as elements of the transmission network.

The System Operator may make the necessary adjustments to the scheduling of maintenance activities for operational safety and optimal economic satisfaction of demand purposes." The new wording is proposed to avoid receiving maintenance plans for elements of the distribution networks.

ARESEP: Technical Analysis: ICE's request is not accepted, as it seems to forget that there is a large number of generators interconnected to the distribution networks. Therefore, it is important that ICE also receives maintenance data for distribution networks into which energy is injected into the SEN, which could affect its operation.

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(.)

ICE:

It is requested to change the limit of 5 MW to 1 MW in the following text: "All system plants with capacities equal to or greater than 5 1 MW are obliged to operate in compliance with the technical requirements indicated by the System Operator, unless due to technical restrictions they are not capable of operating in that condition." The above is because the current text creates a regulatory gap for generators between 1 MW and 5 MW. We believe that Chapter XII of this regulation regulates the conditions for generators under 1 MW and that this Chapter IV presents the requirements for generators over 1 MW, following the System Operator's criteria indicated in Articles 39, 40, and 41.

ARESEP: Technical analysis: There is no regulatory gap between plants with a capacity exceeding 1 MW and plants with a capacity below 5 MW, since all plants below 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. ICE does not indicate what the effects on the SEN are of requesting requirements from plants below 5 MW and above 1 MW, so that they can be evaluated by ARESEP regarding their cost-benefit in relation to the optimal operation of the SEN and its operational safety, much less the impact of a generator with a capacity below 5 MW on the primary and secondary regulation of the SEN. Therefore, ICE's petition is rejected.

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The title of this Chapter V leads one to think that its content is dedicated to regulating the expansion planning processes of the three subsystems of the electric system (generation, transmission, and distribution). However, of the nine articles that comprise it, Articles 24 through 28 are dedicated exclusively to operational issues and design standards.

While it is true that the national energy policy is dictated by the Ministry of Planning and the Ministry of Environment and Energy, it is convenient for ARESEP, as responsible for ensuring correct expansion and design of the national electric system, to incorporate Articles 20, 21, 22, 23, in Chapter V; however, Articles 24, 25, 26, 27, and 28 would be better located in Chapter III: planning of the SEN operation. It is requested to relocate the five articles numbered 24 through 28 to Chapter III: planning of the SEN operation.

ARESEP: Technical analysis: For clarity regarding the objective and scope of this chapter, it shall be titled "EXPANSION AND DESIGN OF THE NATIONAL ELECTRIC SYSTEM." (.)

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ICE:

In the second paragraph of Article 21, an undesirable mix of transmission topics related to generation topics is proposed, which are correctly addressed in Article 22.

This paragraph also mentions that a backup transformation system must be available in transmission and distribution substations so that, in the event of failure of the largest transformation unit, the satisfaction of local demand is guaranteed. The wording is not clear as to whether the transformation capacity must be backed up per substation or whether backups must exist between substations to supply said demand.

It is requested that the following wording be accepted: "Additionally, a flexible, robust transmission network, technologically and structurally adapted, must be planned to incorporate the greatest amount of available generation and all the system load.

Furthermore, backups must exist between transmission and distribution substations that guarantee total satisfaction of the demand of a substation experiencing a failure in its largest transformation unit.

ARESEP: Technical analysis: The generation and transmission systems operate in an integrated manner, so there is no mixing of concepts. On the other hand, the transformation capacity must be carried out in a technically and economically optimal manner, either by backing up the transformation capacity per substation or through backups between substations. In any case, supplying the demand must be guaranteed. Therefore, what ICE requested is rejected.

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(.)

RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:

It does not consider the total cost and avoided cost principle.

It also does not consider that said cost can also be higher in modern technologies such as solid waste generation, when compared to current rates for Hydroelectric and Wind power, as there is no industry of this nature in Costa Rica. However, FEMETROM has plans to produce with solid waste, which would allow reducing the cost in the future through economies of scale once the first plants are established in the country. In addition, both ARESEP and ICE must include in the cost structures essential elements for producing energy of this nature, such as: 1- separation plants (MRFs for its acronym in English) that encourage recycling and homogenization of the solid waste used as fuels, 2-Gas cleaning systems to provide assurance that the plants operate within legal parameters, 3-Real-time monitoring systems auditable by health authorities. This implies that the capital structure to be considered within the investment items should not be limited only to the generation system but must include those elements. Solid waste generation plants not only provide direct environmental benefits by giving an alternative use to solid waste but also reduce transportation costs and environmental pollution.

Also, indirect benefits by avoiding the loss of value of adjacent lands or social tension due to the installation of new sanitary landfills near population centers. It must be considered that thermal generation is substituted by a more reliable system that does not depend on seasonality or weather. These plants can operate 24 hours a day as base-load energy, avoiding the start-up of thermal plants. Furthermore, they can deliver distributed power, which improves system quality and reduces the circulation of garbage trucks. Cost is being avoided due to substitution. Therefore, the Avoided or Not Incurred Cost principle must be established. Based on this principle, the total cost is lower since it decreases the use of thermal plants, which operate at an average above 30 cents of a dollar (in some cases up to 50 cents of a dollar) per Megawatt. Or the import of energy, whose prices are also higher than the local average.

Many times renewable energies may have higher prices but have additional benefits. These total benefits for the country must be determined and considered in the price as externalities. The determination of a price band must consider 1) the average price of electricity not purchased from the Central American market (floor of the band) 2) And the non-use of thermal plants at average monthly cost (ceiling of the band). The country must incentivize investments in new technologies to stop depending solely and exclusively on variable energies such as hydroelectric, solar, or wind, and/or politically sensitive ones like geothermal within national parks, giving way to new alternatives not present in the country.

ARESEP: Technical analysis: It is a comment from Mr. Gutiérrez, which does not request to correct, eliminate, or include any aspect. His comment is noted.

(.)

(.)

ICE:

Although ARESEP has the responsibility of ensuring the correct expansion and design of the National Electric System, for the sake of quality, quantity, reliability, continuity, the concept applied to thermal generation in Article 23 is not desirable for the SEN.

It is requested that the following wording be accepted: "The incorporation and use of thermal generation based on petroleum derivatives shall be the lowest possible, provided it allows minimizing the total cost of the generation system. These thermal units, whose total cost (operation and investment) is optimal for the energy matrix, shall be connected to a robust and flexible transmission system that allows the transport of thermal generation to the load centers of the National Electric System." ARESEP: Technical analysis: For greater clarity of the regulatory objective, the wording suggested by ICE is accepted.

(.)

(.)

ICE:

Regarding the wording of the first part of Article 26, it is proposed to incorporate the highlighted text as follows: "Under normal operating conditions, the voltage imbalance must not exceed 3%, under no-load conditions." ARESEP: Technical Analysis: What ICE suggested has no impact on the regulatory objective of this article, so its request is rejected.

(.)

(.)

ICE:

Subsection a) of this article defines voltage aspects and response times that must exist in the system after a fault is cleared, but it does not provide clarity as to what type of fault and at what voltage level they refer. For this reason, it is recommended to accept the following wording: a. Once a single contingency (n-1) of the Transmission System is cleared, the voltage must not remain below 80% of the nominal value for more than 700 milliseconds.

Furthermore, it is recommended to modify the text of subsection "c":

"c. No overloads shall occur in lines or transformers" to the following:

"c. No permanent overloads shall occur in lines or transformers." The above is because Article 13 indicates that temporary overloads are permitted under multiple contingencies.

ARESEP: Technical analysis: ICE's observations are not accepted because the voltage conditions must be met regardless of the type of fault, whether single or multiple. Furthermore, system operation with overloads is permitted, but not the planning and design of the SEN under overload conditions. Moreover, the articles must be interpreted in an integral manner with the regulation and not individually or in isolation.

(.)

(.)

WIND PLANTS:

It is requested to add the phrase "For generation companies, these costs shall be recognized in their tariffs" in the second part of this article, whose text would read:

Correspond to ICE, the generation and distribution companies, and the high-voltage users:

a. Pay the System Operator the charges for control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority. For generation companies, these costs shall be recognized in their tariffs. Justification: When the electricity sector has an open market, these charges make sense. Before that, they have no basis. In the event they are charged, it must be recognized as part of the costs to be included in the tariffs of private generators. This also applies to any other cost created in this regulation for these regulated entities.

ARESEP: Technical analysis: The System Operator must be financed. It is not necessary to add what was requested by Plantas Eólicas, since all costs are considered in the tariffs.

The following are the responsibility of ICE, generation and distribution companies, and high-voltage users:

(.)

ACOPE, ENEL:

Regarding point b) of this article, we request maintaining the 90-day period to respond to the interested party, as 120 days is a very prolonged and unnecessary period.

Consider that this period exceeds any reasonable period established in norms of a higher rank than this regulation. For example, Article 32 of the Law of Constitutional Jurisdiction defines a response period of ten business days; even (and only as an example and to create a parallel) Article 261 of the General Public Administration Law establishes that an administrative procedure should not take more than two months. The period proposed in this regulation doubles that without any reasonable justification.

ARESEP: Technical analysis: The standard establishes a maximum period of 120 days, which of course must be duly justified by the System Operator in each case.

ENEL:

In subsection a of Article 31, the proposed standard indicates "Pay the System Operator the charges for control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority." Such charges should not be applicable in a closed market. However, if applied, these must also be included as a cost to be compensated through the reference tariffs established by ARESEP for private generators. Request: Establish that said charges, as well as any other cost imposed by this regulation on the regulated entities, will be included in the methodologies for calculating the reference tariffs estimated by ARESEP for the purchase of energy by ICE from private generators.

ARESEP: Technical Analysis: It is not considered necessary to include what was indicated by ENEL, since those are tariff-related aspects that will be addressed when appropriate.

(.)

(.)

ICE:

Include in subsection "c" the highlighted text (bold and italics), since it is not being considered that there is another transmission company (EPR) in the country besides ICE:

a. Comply with the technical standards for design, construction, assembly, commissioning, operation, and maintenance of their installations and equipment as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, and the distribution companies and approved by the Regulatory Authority.

ARESEP: Technical Analysis: What was indicated by ICE is accepted as it was an involuntary omission.

ACOPE, ENEL:

From the concept "usuarios generadores" (generator users), the word "usuarios" (users) should be removed because the concept "usuarios generadores" is not defined. The word "conectados" (connected) should also be removed because the obligations mentioned in this article apply to new interconnection requests. In the case of subsections a), b), and i), it is requested to include, at the end of those subsections, the following text: For generation companies, these costs shall be recognized in their tariffs. Specifically for point a), it must be indicated that any payment must be in accordance with what the Regulatory Authority establishes, as applied in point b). Specifically for point c), it is necessary to include other participants such as private generators, interested parties, and users so they can propose technical standards to be evaluated and approved by ARESEP. Any technical standard submitted to ARESEP must go through due process as established by Law 7593.

Eliminate point f) of this article, since one actor cannot be forced to submit to the procedures and meet the requirements of another actor without them being previously evaluated and approved by ARESEP. Justification: In the event they charge the charges indicated in subsections a), b), and i), these charges must be recognized as part of the costs to be included in the tariffs of private generators. This also applies to any other cost created in this regulation for these regulated entities.

ARESEP. Technical Analysis: The definition of "user" and "generator" exists, so the term "usuarios generadores" is easily understandable. Moreover, the article establishes both obligations for connected users and for interested parties in the process of applying for a connection to the SEN. As for costs, it is unnecessary to state what was expressed by ACOPE, since said costs will be taken into account in tariff setting. The costs of the access studies are an administrative process to be carried out by the CENCE; in the event of a dispute between the CENCE and an interested party over the amount of said study, the Regulatory Authority will resolve in accordance with its legal powers. Regarding subsection c, what was indicated by ACOPE is accepted and incorporated, and finally, what was requested by ACOPE to eliminate point f is inadmissible, as it would be reaching limits of co-administration with the companies.

ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

In subsection a of Article 32, it states "Pay ICE, the transmission company, or the distribution company the costs incurred for carrying out the studies arising from the connection request"; in subsection b, it states "Pay the charges, where applicable, associated with the connection, use, and services of the transmission and distribution network, as established by the Regulatory Authority"; additionally, in subsection i, it states "Pay the System Operator the charges for control, supervision, and integrated operation established by the Regulatory Authority." Said charges are the responsibility of ICE, which are included in its model of energy sales tariffs from that Institute to its users. However, if transferred to private generators, these must be included in the methodologies for calculating the reference tariffs estimated by ARESEP for the purchase of energy by ICE from private generators. Request: Clarify that said charges, as well as other costs established in this regulation for these regulated entities, must be established by ARESEP, and will be included in the methodologies for calculating the reference tariffs estimated by ARESEP for the purchase of energy by ICE from private generators. Likewise, it is requested to modify the term "usuarios generadores" to "Generadores" (Generators) in the article, in order to give consistency to the regulation.

ARESEP: Technical Analysis: It is not considered necessary to include what was indicated by ENEL since those are tariff-related aspects.

(.)

(.)

ICE:

Modify the text as indicated: "If the connection is technically and economically viable, but ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to offer the connection point, the user may incur execute with their own resources the construction of the connection point, provided they comply with the requirements established by the transmission company, the distribution company, and the 'connection contract' (Chapter VII of this standard)." Technical analysis: It is an improvement in wording. Accepted and incorporated.

ACOPE, ENEL:

Modify the first paragraph of this article to add the term: "in subsection c) of Article 32 of this standard", as follows: "If the connection is technically and economically viable, but ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to offer the connection point, the user may incur with their own resources the construction of the connection point, provided they comply with the requirements established in subsection c) of Article 32 of this standard." Justification: It is necessary to eliminate the intrusion of other actors into the regulatory functions that are exclusive to ARESEP, therefore we request that the wording of subsection c) of Article 32 of the proposed regulation be adjusted, which, as relevant, states that:

The following obligations are established for interested parties and generator users connected to the SEN at high and medium voltage, as applicable:

c. comply with the technical regulations for design, construction, assembly, commissioning, operation, and maintenance of their installations and equipment as established by the standards propagated by the System Operator, ICE, and the distribution companies and approved by the Regulatory Authority.

It is important to highlight that the proposal shows a series of delegations in favor of the Instituto Costarricense de Electricidad, the system operator, which rather fall within the list of exclusive powers of the Regulatory Authority that cannot be delegated, even though AERESP is the one called upon to establish these technical standards that inevitably affect the quality of service provision. This power-duty is more than well-known by ARESEP since it is established in Articles 5 subsection a) and 25, both of Law 7593, Article 4 of Executive Decree No. 29732-MP, and even the technical standards established in resolutions RRG-2242- of 8:30 hours, RRG-2444 of 8:50 hours of December 21, 2001, and RRG-2439- 2001 of 8:30 hours, all of December 21, 2001, which include standards regarding design, assembly, and construction of equipment. That is, both through a norm of legal rank and through resolutions of the regulatory entity, quality standards are the exclusive and non-delegable power of ARESEP and derive from the objects and purposes for which it was created. The General Public Administration Law is very clear in its Article 90 subsections c) and d), which, as relevant, state:

"Article 90.- Delegation shall always have the following limits: (.)

• c)Neither total delegation nor delegation of the essential competencies of the body, which give it its name or justify its existence, may be made; d) Delegation may only be made between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and nature of the function; ." Two ideas are extremely important to take into account. The first is the content of subsection c). The essence of the Regulatory Authority is to regulate those companies that provide services to which the legislator has given a connotation of public service:

"Article 5.- Functions In the public services defined in this article, the Regulatory Authority shall set prices and tariffs; in addition, it shall ensure compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards, according to Article 25 of this law. The aforementioned public services are." As a corollary of its regulatory powers, ARESEP is empowered to issue sectoral technical regulations through which essential aspects that public service operators must comply with during service provision are regulated. The underlying logic is that there would be an evident conflict of interest to the detriment of one of the parties if ARESEP delegates to one of the regulated entities the setting of technical requirements that affect service quality, or delegates this power without establishing a series of objective parameters for the providers to define said requirements based solely on the subjectivity of the official. This conflict of interest will logically affect private energy generation companies, which would be forced to comply with requirements that were not approved by ARESEP through the mechanisms provided for by Law 7593.

The Procuraduría General de la República (Attorney General's Office), through opinion C-134-2001, stated that:

"For this Office, based on those norms, it is clear that the public entity responsible for archaeological rescues in Costa Rica is the Museo Nacional. It has been granted that attribution due to its specific suitability for the proper protection and rescue of the archaeological heritage, in the terms used by Law No. 1542 of March 7, 1953:

"Article 1º.- The Museo Nacional de Costa Rica is the center responsible for collecting, studying, and properly conserving representative specimens of the country's flora and fauna, and the minerals of its soil, as well as its historical and archaeological relics, and will serve as a center for exhibition and study. For that purpose, and in order to promote the development of national ethnography and history, it will avail itself of the scientific collaboration that best suits its purposes." (The highlighting does not belong to the original) Consequently, archaeological rescue is an exclusive task of the Museo Nacional, conferred by virtue of its technical suitability, which is why its delegation is not appropriate under the terms of Article 89, subsection 3) of the General Public Administration Law, which provides: "Delegation shall not be possible when the competence was granted to the delegator by reason of their specific suitability for the position." In the same vein, the essential competencies of the body or those that justify its existence cannot be delegated (Article 90, subsection c) of the same regulatory body).

And this occurs regarding the archaeological rescue work under the responsibility of the Museo Nacional." The case of ARESEP is the same as that set forth in the Attorney General's criterion; due to its specific suitability, it is this body, and not the operators or regulated entities, that must define requirements for service provision.

Regarding subsection d) of Article 90 of the General Public Administration Law, delegation is not possible between institutions with functions and competencies as different as ARESEP and ICE. In the words of the Procuraduría General de la República:

"Article 84 of the General Public Administration Law regulates the transfer of administrative competencies, regulating the various forms it can take: delegation, avocation, substitution of the holder or of an act, subrogation, and substitution.

For all these types of transfer, it is established that in the case of external competencies transferred from one body to another, or from one public servant to another, they will require an express norm to be considered authorized; said norm must be of a hierarchical rank equal to or higher than that which creates the competence, and transfer by virtue of practice, use, or custom is expressly proscribed (Article 85).

Furthermore, numeral 87 of said regulatory body introduces two fundamental requirements for the validity of such a transfer: first, it must be temporary, and second, it must be carried out through a reasoned decision, understanding that these requirements must be fulfilled in the transfer act..

Delegation shall always have the following limits:

.

• c)Neither total delegation nor delegation of the essential competencies of the body, which give it its name or justify its existence, may be made; d) Delegation may only be made between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and nature of the function; and .

Likewise, we must highlight that the possibility of delegating competence is limited, and given that, the delegation may be revoked at any time by the delegating body. Similarly, it is established in the law that delegation operates only between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and nature of the function. Delegation consists of the temporary transfer of attributions from one individual to another, with the understanding that it involves holders of bodies within the same organization..

• c)Delegation as a means of transferring competencies can only operate by express norm and between bodies of the same class, by reason of subject matter, territory, and nature of the function. Given that, a social worker from an institution outside IMAS could not be empowered to carry out the qualification destined by law to the latter, because there is no norm authorizing it and because IMAS is a decentralized entity of the State that, consequently, could not delegate to other entities or bodies of the Administration the exercise of a legally assigned public attribution;." Delegation is an act of will of the Public Administration that is subject to the requirements imposed by law, which translate into an insurmountable limit derived from the constitutional principles of Legality and the Interdiction of Arbitrariness.

Consequently, the delegation that ARESEP intends to approve cannot operate, given that there is no norm of legal rank that expressly enables said Authority to delegate regulatory powers in favor of ICE or any other public service provider.

ARESEP. Technical analysis: For greater clarity, what was requested by ACOPE is indicated; however, it is clarified that this Body is not delegating its responsibilities but rather avoiding reaching a degree of co-administration with the companies.

(.)

(.)

ACOPE, ENEL:

It is requested to include a maximum period of 15 calendar days for the review of the connection contract by the System Operator.

ARESEP. Technical analysis. This is an aspect to be established in the protocols and procedures proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority. For greater clarity, the foregoing is indicated at the end of the article.

ICE:

Once again, the need is insisted upon for a connection agreement that applies to works belonging to the same owner of the transmission or distribution network to which they are connected, and where a contract cannot be signed as it is the same legal entity. Example: ICE plants connecting to ICE's transmission network or plants of distribution companies connecting to their own network. CRIE requests in Article 4.3.5.1 of Book III of the RMER for the commissioning of the connection to the RTR:

"The commissioning of a connection shall be authorized by the EOR, in consultation with the OS/OM and the Transmission Agent, when the applicant has complied with the following:. d) The signing of the Connection Contract or granting of the connection authorization, in accordance with the provisions of the national regulations of each country; and ." Therefore, it is requested to modify the title of Article 34 to the name: "Contrato o convenio de conexión" (Connection contract or agreement).

ARESEP. Technical Analysis: Contract or agreement is the same term, so what was requested by ICE is rejected.

(.)

(.)

ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

It is requested to adjust the wording as proposed below. Text with strikethrough is understood to be deleted. Text highlighted in bold and underline is understood to be included:

The "Connection Contract," for both new and existing connections, must include at least the following information:

a. Definition of the terminology used and the manner in which the contract is to be interpreted.

b. Determination of the object and scope of the contract, including the obligations imposed on the System Operator, ICE, the transmission company, the distribution company, or the users.

c. Citation of the legislation that forms part of the contract and governs its interpretation and scope:

i. Laws 7593, 7200, 7508 and their reforms, and related regulations and laws.

ii. Current resolutions on connection and energy transmission charges on the transmission or distribution networks, as well as the system operation charges corresponding to the System Operator, issued by the Regulatory Authority.

iii. Technical and economic standards issued by the Regulatory Authority.

iv. Technical standards proposed by the System Operator or ICE and approved by the Regulatory Authority.

d. Connection charges to the transmission or distribution network set by the Regulatory Authority.

i. Determination of the charges to be paid by users, method of invoicing and payment.

ii. Schedule for the design, acquisition, construction, and commissioning of the connection.

iii. Frequency of review of the charges.

iv. Information that the user must provide to the System Operator, ICE, transmission company, or distribution company so they can calculate the corresponding charges and be approved by the Regulatory Authority.

e. Charges for the control, supervision, and integrated operation of the SEN, set by the Regulatory Authority.

f. Description of the works and equipment that form part of the connection as well as the physical property boundaries:

i. Of the property.

ii. In high, medium, and low voltage equipment.

iii. In the protection circuits.

iv. In the synchronization circuits.

v. In the control circuits.

vi. In the chronological event recorder and fault recorder.

vii. In telecommunications and remote control.

viii. In the measurement and telemetry circuits.

ix. In the fire suppression system.

x. Other aspects that may be necessary to specify.

g. On the transfer to ICE, the transmission company, or distribution company of the tap lines and the connection point.

h. Assignment of responsibility and the technical conditions of operation and maintenance, preventive and corrective, to coordinate their execution in such a way as to reduce equipment and/or line unavailability times.

i. Personnel access rights and conditions to the installations.

j. The services provided between the parties such as:

i. Operation.

ii. Maintenance.

iii. Communications.

iv. Auxiliary services.

v. Electrical supply for station services.

vi. Loan or lease of equipment.

vii. Supervision, measurement, and information services.

k. Responsibilities for all services agreed upon between the parties.

l. Specification of the term of validity and grounds for termination of the contract.

m. The grounds for modifications and cancellations of the contract.

n. Civil liability insurance policies for damages resulting from deficiencies or operational failures in installations and equipment.

o. Technical requirements requested by the System Operator.

p. List of annexes containing the documents related to the contract.

q. Any other aspect that regulates the duties and rights of the parties. Justification: Subsection iv of point c) creates legal uncertainty and relieves ARESEP of its mandate, therefore it must be eliminated. This is already covered in subsection iii of point c). In point d), any charge or fee for the services of this regulation must be previously determined by ARESEP, and if charged to private generators, these charges must be recognized as part of the costs to be included in their tariffs. This also applies to any other cost created in this regulation for these regulated entities. Additionally, sub-index i is a repetition of the postulate indicated in d. The other topics of sub-indices ii through iv are not related to the charges, therefore they must be eliminated. Sub-index x of point f) is unnecessary and confusing.

It must be eliminated. In the case of point n), the justification for this requirement, which has not existed before in the SEN, is not understood. It is better to eliminate it. In the case of point q), the regulation must be exhaustive, and it is appropriate to leave open clauses that produce legal uncertainty and indeterminacy. It is better to eliminate it.

ARESEP: Technical analysis: For greater clarity, it is considered appropriate to leave subsections iv and iii of point c). No legal uncertainty is evident, as ACOPE claims. Furthermore, it is unnecessary to indicate what was pointed out by ACOPE regarding the recognition of these costs in the tariffs. In relation to sub-index i of point d), it is relocated for greater clarity. The other sub-indices remain as they are. Sub-index x of point f) is necessary to remain to establish special contractual conditions. As for point n), the establishment of civil liability insurance policies is necessary. And finally, it is necessary to establish special contractual conditions agreed upon by the parties.

(.)

(.)

ENEL:

In section A of Article 38, it states, "the external insulation requirements and insulation coordination at the user-ICE or transmission company or distribution company connection site must comply with the applicable standards at the time of their design." Request: Adjust the text, indicating, "must comply with the regulations approved by the Regulatory Authority at the time of their design." In subsection f of section A of Article 38, it states, "Connections to the SEN must have a grounding system in accordance with what is established by ICE or the distribution company, as applicable." However, it is ARESEP that must include the technical requirements and indicate them as part of this regulation. Request: Adjust the text, indicating "Connections to the SEN must have a grounding system according to the regulations approved by the Regulatory Authority." Additionally, we request specifying the requirements and including them in this regulation.

ARESEP: Technical Analysis: The Regulatory Authority cannot go so far as to establish technical regulation details regarding the design of electrical infrastructure and equipment, aspects that correspond to the electricity companies; the Regulatory Authority must endorse said standards, if deemed appropriate from a regulatory standpoint, and resolve any conflicts that arise. Otherwise, it would be reaching a state of co-administration.

(.)

(.)

a. Protection equipment.

(.)

ICE:

It is requested to add the following highlighted text at the end of the second paragraph of subsection "b":

"ICE or the transmission company and the System Operator will provide the Generator with the clearing times of the primary and backup protections for faults in the Generator's equipment directly connected to the transmission system and for faults in the ICE or transmission company's equipment directly connected to the Generator's equipment, from the start of the fault until the arc extinguishing in the power circuit breaker. The System Operator shall specify for non-conventional renewable generation plants, greater than 1 MW, the minimum requirements required to withstand voltage dips in the transmission network without their disconnection from the SEN, in order to guarantee the safety and reliability of the National Electric System." The foregoing is necessary to cover the requirements of technologies such as photovoltaic and wind plants.

ARESEP: Technical analysis: It is not considered necessary, since the second paragraph is clear in itself for all types of primary energy sources. The System Operator must establish such requirements in accordance with Article 45 of this standard and the connection contract (Articles 34 and 35).

(.)

f. Supervision and control equipment.

(.)

ACOPE, PLANTAS EÓLICAS:

It is requested to adjust the wording as proposed below. Text with strikethrough is understood to be deleted. Text highlighted in bold and underline is understood to be included:

a. Interruption equipment.

Every connection between a "Generator" and the SEN must be made through power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the point of connection. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, ICE or the distribution company will provide the user, within a period not exceeding 90 days counted from the day following the filing of the request and as part of the connection study (article 30), with the necessary information on short-circuit current values and the interrupting capacity of the power circuit breakers of the transmission or distribution system at the point of connection.

b. Protection equipment.

The protections of the generation units and their connections to the transmission system must comply with the requirements that ARESEP ICE or the transmission company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN from faults in circuits owned by the generators.

ICE or the transmission company and the System Operator will provide the "Generator" with the clearing times of the primary and backup protections for faults in the "Generator's" equipment directly connected to the transmission system and for faults in the equipment of ICE or the transmission company directly connected to the "Generator's" equipment, from the onset of the fault until arc extinction in the power circuit breaker.

Based on the rules of this regulation At the discretion of ICE and the System Operator, the "Generator" must provide breaker failure protection, which must order the tripping of all local or remote breakers that guarantee fault clearing within an adjustable time after the breaker failure condition is detected.

Additionally, and always according to the rules established by ARESEP at the discretion of ICE or the transmission company and the System Operator, the "Generator" must provide the following protections that minimize the impact of faults on the SEN:

i. Pole slip protection, which will be required according to the SEN operating requirements.

ii. Over-frequency and under-frequency protection according to the limits specified in the operation plan and article 12 of this standard.

The protection systems must have backup equipment to guarantee the integrity of the protection schemes and must be adequately coordinated, according to the requirements of ICE or the transmission company and the System Operator, and also installed by mutual agreement with ICE.

Likewise, the protections of the generation units and their connections to the distribution system must comply with the requirements that ARESEP the distribution company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN and on the distribution network from faults in circuits owned by the generators.

c. Commercial metering equipment.

The "Generator" The transmission company or the distribution company, as applicable, must provide the necessary infrastructure and equipment at the point of connection to carry the required information for power measurement and recording and for quality, for tariff purposes, in accordance with the provisions of the technical regulation AR-NTCON "Use, Operation and Control of Electric Meters" and with the Regional Commercial Metering System, as applicable.

d. Telecommunications equipment.

To ensure correct operational control the coordination between the "Generator" and the System Operator, as stated in the "Connection Contract" and at the discretion of the System Operator established in protocols approved by the Regulatory Authority, one or more of the following telecommunications services must be established:

i. Operational telephony service.

ii. Teleprotection.

iii. Emergency communication service (ICE mobile network base station, public switched network, cellular telephony) that provides backup in cases of operational telephony collapse.

iv. Telefax service In addition to the above services, and always at the discretion of the System Operator and ICE, the communications infrastructure must be provided to carry the following information from the point of connection to the transmission network:

i. Data generated by the supervision and control equipment, according to subsection f) of this article.

ii. Data from the fault recording equipment, according to subsection e) of this article.

iii. Data from the commercial metering equipment, according to subsection c) of this article.

e. Fault recording equipment.

The "Generator" must have a fault recording system that allows the System Operator to supervise the performance of the "Generator's" connection circuits to the SEN at the point of connection. The technical requirements of the fault recording system will be specified by the System Operator in coordination with ICE.

f. Supervision and control equipment.

The "Generator" must have the necessary infrastructure and equipment to transmit the information required for supervision and control by the System Operator.

Justification: In point b), the phrases that refer regulatory matters to the discretion of ICE or the transmission company, or the System Operator, or the distribution companies are eliminated. It is not understood how ARESEP proposes to transfer regulatory and control functions, which are its own, to other actors of the SEN. This provision is absolutely arbitrary, and a technical standard cannot be left to the whim of other ARESEP regulated entities. It is the Regulatory Authority that must explicitly include the requirements for this and other technical matters. Annexes are included as a technical proposal at the end of this document.

In the case of points d) and e), the reason for their elimination is that the generator may not have control over that infrastructure, so it is not possible to establish obligations that cannot be fulfilled. It is important to clarify this matter, as it creates legal uncertainty. This matter cannot remain without due detail at the regulation level. For its due treatment, an annex is attached at the end of this document. Additionally, the quotation marks around the word generator are not understood, considering it is part of the definitions.

ARESEP: Technical Analysis: Regarding point b), it is necessary to clarify to ACOPE that ARESEP is a regulatory body that supervises the actions of the different participants in the electricity industry. It is not an operator to assume responsibilities that are not within its purview, as this would lead to a state of co-administration with respect to the System Operator; the transmission and distribution companies must assume their responsibilities regarding the operation of their networks. In that sense, if there were a controversy over the actions of the System Operator, the distribution or transmission companies, ARESEP would resolve the conflict, in accordance with its legal powers. Consequently, ACOPE's indication is not accepted, because ARESEP cannot reach a level of detail regarding design and construction regulations, as this would lead to a level of co-administration. ARESEP must review requirements and evaluate that they are not abusive and resolve all conflicts that arise on this matter but never reach a level of detail. In relation to points d) and e), ACOPE does not indicate why it cannot have access to this equipment. And finally, regarding the quotation marks on the word generator, these were eliminated as a result of the previous hearing to which this proposed standard was subjected.

(.)

(.)

c. Protection settings.

(.)

ACOPE, ENEL, WIND PLANTS:

It is important to indicate that for all the requirements of this article, there are international standards that must be included in this regulation.

ARESEP: Technical Analysis: This Regulatory Body is aware of the existence of international standards, but it is reiterated to ACOPE that the regulatory entity cannot reach a level of detail that implies co-administration.

(.)

(.)

ICE:

It is requested to change the limit from 5 MW to 1 MW in the following text:

"All Generators with generation units equal to or greater than 5MW 1MW, at the request of the System Operator and under the conditions that it establishes and the Regulatory Authority approves, must provide:." The foregoing is because a regulatory gap is created for generators between 1 MW and 5 MW. It is considered that Chapter XII of this standard regulates the conditions for generators smaller than 1 MW and that this article 41 presents the requirements for generators greater than 1 MW, following the System Operator's criterion indicated therein.

Subsection i Regarding subsection "i." of this article, the highlighted text must be added:

i. Voltage control and reactive power supply.

Note: It is not of interest that generators control reactive power, but rather that they have the capacity to supply it.

ARESEP: Technical Analysis: There is no regulatory gap between plants with power greater than 1 MW and plants with power less than 5 MW, since all plants less than 5 MW are not dispatchable plants by the System Operator. ICE does not indicate what the effects on the SEN are of requesting requirements from plants less than 5 MW and greater than 1 MW so that they can be evaluated by ARESEP regarding their cost-benefit in relation to the optimal operation of the SEN. Regarding subsection i, indicating having reactive power control implies the capacity to supply it. However, for greater clarity, it states "Voltage control and reactive power supply." ACOPE, ENEL:

At the end of this article, it is necessary to include the phrase: "For generating companies, these costs will be recognized in their tariffs." Justification: ARESEP must recognize these costs in the generators' tariffs in case they are charged, this after the Regulatory Authority defines its calculation methodology and its fixation.

ARESEP: Technical analysis: It is unnecessary to indicate what is requested, since those are tariff matters.

(.)

(.)

ICE:

It is recommended to modify the indicator. The practice of restriction for operational security sometimes requires applying limits to the total power transmitted by a group of transmission lines. The foregoing implies problems in calculating an "EGRESTOP" because the distribution of power flows occurs following electric impedance reasons and the operating point of the SEN. The foregoing makes it impossible to calculate the desired value per element, since conditions of active power distribution by the lines and possible dispatch upstream of this point in the network would have to be assumed.

It is requested to modify the indicator to a percentage time index of the line operating restricted. This could be equal to the semi-annual time that the line is restricted divided by the total hours of the semester. This would provide an indication of restricted zones.

ARESEP: Technical analysis: The restriction situations for groups of transmission lines are understood, but we do not comprehend the limitations for calculating the indicator. Additionally, ICE recommends modifying the indicator to a percentage index of the line operating in a restricted form, but does not provide a concrete proposal in this regard.

(.)

(.)

ICE:

The last formula of this article in the current text of the standard is defined as follows:

Given that the indicator is to measure the degree of utilization, ARESEP is requested to modify the formula by eliminating the capacity of the largest unit, since this is a global value that will be measured over a full semester, where the normal operating condition will be with all transformation units in operation. The proposed formula would be as follows:

ARESEP: Technical analysis: ICE is not clear in its arguments, so its request is rejected.

(.)

(...)

• b)By their origin ACOPE, ENEL, WIND PLANTS:

It is requested to replace the values of table 6, located in point b) of this article, so that it reads as follows:

Table No. 6 Classification of unavailabilities by their duration

Justification: 30 minutes is a period that is too short and would create a high, costly, and unnecessary workload; therefore, 48 hours is proposed as a more reasonable period.

ARESEP: Technical analysis: ACOPE does not detail why it would result in a high workload. Furthermore, this is a classification of unavailabilities. ACOPE's opposition has no technical or legal sense, so it is rejected.

(.)

Chapter XII regulates the activity of small-scale generation from renewable sources, both for self-consumption and for use and sale of surpluses. As these are two activities that have very different regulatory conditions and characteristics, it is convenient that they be clearly differentiated in the standard, for which we request that the definitions and basic concepts indicated below be adopted.

The definitions of distributed generation activities of interest are:

Isolated Generation from the Grid:

Generation of electric energy carried out by an electric client within their installation, with the sole purpose of supplying only their own electric needs. It is carried out disconnected from the SEN and therefore is not regulated by this standard.

Distributed Generation for Self-Consumption:

Generation of electric energy, carried out by the electric client within their installation, with the sole purpose of exclusively satisfying their own electric needs, operating in parallel with the SEN.

Small-Scale Distributed Generation:

Generation of electric energy with small-scale generation systems, carried out by the electric client within their installation, operating in parallel with the SEN, with the dual purpose of satisfying their own needs and selling surplus energy to the distribution company.

Based on the above definitions, the basic concepts that the standard must contain are the following:

Isolated Generation from the Grid:

Not connected to the SEN Does not require a concession Being a private activity, it does not need to be regulated by this standard Distributed Generation for Self-Consumption:

Operation in parallel with the SEN Does not require a concession It is carried out by an electric client within their electric installation; therefore, it connects to the SEN through their electric service connection By national energy policy, it is restricted to renewable sources or cogeneration As the sole purpose is to partially or totally satisfy the client's own electricity needs, the client cannot sell energy nor expect any compensation from the electric company Being beneficial for both the electric client and the national electric system, any eventual power surpluses that the client injects into the grid will accumulate in an annual account to offset the client's accumulated demand.

Annual accumulated injections in excess of annual accumulated demands will not be recognized by the distribution company The start date of the annual period must be set for each client according to the type of source of the generation system, to allow maximum use of the seasonal cycle of the renewable natural resource The generation system can be of any size, as it is economically limited by its self-consumption function For the same reason, the client's service connection, in most cases, will be adequate to support the operation of the self-consumption system Small-Scale Distributed Generation:

Operation in parallel with the SEN.

Requires a concession It is carried out by an electric client within their electric installation; therefore, it connects to the SEN through their electric service connection By national energy policy, it is restricted to renewable sources or cogeneration This activity has the dual purpose of satisfying the electric client's own electric needs and selling energy to the distribution company Requires the independent accounting of flows demanded from and flows injected into the grid Requires a size limit (power or generation) to fit the definition of small scale The purchase price is regulated by ARESEP These definitions impose the following considerations and concepts for the activity classified as "Distributed Generation for Self-Consumption":

Simplified rules for self-consumption with small systems Small generation systems in the Distributed Generation for Self-Consumption category, on the order of a few kW, do not individually put the security or operation of the SEN at risk as large generators can.

The imposition of disproportionate requirements and reviews become unnecessary barriers for clients and extra costs for the country.

For this reason, cases of very small-scale distributed generation for self-consumption must be foreseen, and simplified regulations must be established for them.

Interconnection of generation systems In Distributed Generation for Self-Consumption, the generation system is connected within the client's electric installation, operating in parallel with the grid. Therefore, the interconnection between the generating equipment and the SEN is through the client's electric service connection.

As the sole purpose of this generation system is to satisfy the client's own demands, its capacity will be of the same order of magnitude as the capacity that the client demands from the grid. Therefore, in the vast majority of cases, the electric service connection with and without a generation system is exactly the same. This makes it inconsistent to mandatorily request the installation of a new interconnection, or the installation of exclusive transformers for the generation system.

Islanded operation Understanding islanded operation as the energization of a segment of the grid separated from the rest of the SEN, the islanded operation of the grid fed by a client's generation system under Distributed Generation for Self-Consumption must be totally prohibited. The protection and security systems of the system that the client installs must block this possibility.

Under the self-consumption regime, whose sole objective is to meet own demands, no client should be able to feed third-party loads through the grid, even temporarily and under exceptional conditions.

Operation and disconnection of the generation system The sole person responsible for the operation of the generation system under the self-consumption regime is the client. If the client's interaction with the grid causes any type of disturbance, the distribution company must be able to require the client to solve the problem, and in serious or urgent cases, the distribution company must be able to disconnect the client, even without prior notice.

It is inconsistent to regulate that the distribution company can demand the ability to perform remote connection and disconnection maneuvers of the generator that is inside the client's installation.

Opposition and request It is requested that ARESEP adopt the definition of "Distributed Generation for Self-Consumption" and regulate it separately from the other forms of distributed generation that include the purpose of selling energy. This regulation must be consistent with the observations made.

Within the activity of "Distributed Generation for Self-Consumption," it is also requested that ARESEP establish simplified rules for small-sized generation systems.

It is also requested that the necessary adjustments be made so that the observations made on the topics of connections, operation, and disconnection, for Distributed Generation, be incorporated into this standard.

In particular, attention is drawn to the need to adjust articles 3 of Chapter I and articles 123, 124, 126, 131, 143, 147, 148, and 149 of Chapter XII as they pertain to "Distributed Generation for Self-Consumption." ARESEP: Technical Analysis: ICE presents a mixture of concepts and terms without any coherence whatsoever, which provide no added value to the proposed standard whose objective is to regulate small-scale generation from renewable sources that operates in parallel with the SEN and which is mostly for self-consumption but has the option of exchanging, physically and monetarily, surpluses with distribution companies. For the foregoing reason, what is requested by ICE is rejected.

(.)

(.)

ACESOLAR:

"Access to the national distribution network, for the purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user, as long as the distribution network has the technical conditions for this purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and those that, based on it, the distribution companies establish. Additionally, it must have the respective concession in accordance with current legislation." It is requested to clarify in the text of the article that the public service concession is needed only for complex net metering, because currently the text is silent and it could be interpreted that simple net metering also requires a concession. This is not necessary in accordance with current legislation, since with simple net metering there is no sale or economic recognition of energy, therefore the energy generation service regulated in article 5 of Law No. 7543 is not configured.

The following wording is proposed:

"Access to the national distribution network, for the purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user, as long as the distribution network has the technical conditions for this purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and those that, based on it, the distribution companies establish. Additionally, for complex net metering, the respective concession must be held in accordance with current legislation." ARESEP: Technical analysis: From a legal point of view, the operation of generators in parallel with the SEN is a public service, regardless of whether the energy exchange is merely of physical units (netting) or whether there is an exchange of monetary units. For the foregoing reason, ACESOLAR's request is rejected.

CNFLSA, COOPELESCA:

Access to the national distribution network, for the purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber, as long as the distribution network has the technical conditions for this purpose and the interested party complies with the technical, commercial conditions and requirements established in this standard, and with those that, based on it, the distribution companies establish. Additionally, it must have the respective concession in accordance with current legislation.

Justification: Access to users is eliminated since, according to the definition of small-scale generator for self-consumption, a user could not have access to the distribution network for generation purposes.

ARESEP: Technical analysis: The statement by CNFLSA is not accepted, given that a user, with the proper authorization of a subscriber, can install a small-scale generation system for self-consumption on a rented property.

COOPEGUANACASTE:

The article mentions: "Access to the national distribution network, for the purposes of interconnecting and operating micro or mini generators for self-consumption from renewable energy sources, is free for any subscriber or user." It is recommended to exclude the word "user" since they are not subscribers (they do not consume, do not have a meter, are not connected to the network), so the self-consumption model does not apply to this figure.

ARESEP: Technical analysis: The statement by COOPEGUANACASTE is not accepted, given that a user, with the proper authorization of a subscriber, can install a small-scale generation system for self-consumption on a rented property.

(.)

(.)

CNFLSA The interconnection and parallel operation of micro generators with the low-voltage distribution network and that of mini generators with the medium-voltage distribution network is authorized through an exclusive transformer whose capacity will be at least 10% higher than the capacity of the mini generator or the micro generator when applicable. Justification: This technical condition is added to micro generators when applicable depending on the installed power and in congruence with what is established in this same standard.

ARESEP. Technical analysis: What is requested by CNFLSA is not accepted, since micro generators whose power is less than 100 KVA can interconnect directly to the secondary distribution network. In any case, if the use of an exclusive transformer were required, it must be justified as a result of the study indicated in article 126 of this standard.

(.)

(.)

ACESOLAR ACESOLAR requests that in both articles (125 and 126), a reasonable response period be established by the distribution companies to inform the client of the result of the studies, as well as the sanctions that will be applied in case the distribution company refuses to fulfill this duty.

This is important because the reluctance of distribution companies to develop the technical and administrative capacity to fulfill these obligations can result in long and inefficient procedures that discourage the promotion of distributed generation in sites of great interest. ACESOLAR proposes that a maximum period of fifteen business days be established for such response.

ARESEP: Technical analysis: It is inappropriate to establish a deadline requirement in this standard, since these correspond to the own administration of each company and depend on the particularities of each company regarding coverage area, network architecture and equipment, geographic characteristics, etc. In case of a conflict over the response time, the interested parties may file a complaint before ARESEP, which will resolve it considering the aspects indicated.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

In every connection request for a micro or mini generator to the distribution network, the distribution company must carry out the corresponding technical feasibility study, whose cost will be covered by the interested party. The study will take into consideration the growth of demand, the loadability of the circuit, the nature of the primary energy resource (wind, photovoltaic, hydraulic, etc.) and the regulatory criteria issued by the Regulatory Authority regarding continuity and quality of supply, as well as the following considerations:. Justification: It is considered necessary to explicitly establish that the studies necessary to determine the technical feasibility of connecting a micro or mini generator to the distribution network must be paid for by the interested party, since it cannot be considered an expense attributable to the distribution network charged to the tariff of the other users or subscribers of the electric company.

ARESEP. Technical analysis: The request by CNFLSA is not accepted because the companies must study and analyze the capacity of their networks for generation in parallel with their networks in accordance with Article 125. Regarding the study indicated in Article 126, the costs thereof are something to be considered in the access tariff indicated in Article 132 and therefore is a tariff matter to be addressed by the Regulatory Authority in due course.

COOPEGUANACASTE:

It is necessary to specify that the costs of the studies, even if carried out by the distribution company, must be paid by the interested party.

ARESEP. Technical analysis: The request by COOPEGUANACASTE is not accepted because the companies must study and analyze the capacity of their networks for generation in parallel with their networks in accordance with Article 125. Regarding the study indicated in Article 126, the costs thereof are something to be considered in the access tariff indicated in Article 132 and therefore is a tariff matter to be addressed by the Regulatory Authority in due course.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

The costs of upgrades to the distribution network for the interconnection of mini-generators and micro-generators shall be borne by the interested party. Justification:

It is considered necessary to explicitly establish that any upgrades to the distribution network arising from the connection of a micro- or mini-generator to the distribution network must be paid for by the interested party, since it cannot be considered an expense attributable to the distribution network to be charged to the tariff of the other users or customers of the electric utility.

ARESEP. Technical Analysis: It is considered that micro-generators with capacities less than or equal to 50 kVA can be interconnected to the network without causing network upgrades, so the request by CNFLSA is not considered acceptable.

COOPEGUANACASTE:

Distributed generation systems require a significant investment of money, so the customers who engage in this activity will be those with higher incomes and not those from lower social classes, who can barely pay their monthly electricity bill. Under these circumstances, it is logical and fair that the costs associated with network upgrades in low or medium voltage for the connection of distributed generation systems be assumed by the generators of those costs and not transferred via tariff to the rest of the customers.

We recommend that it be stated that all network upgrades, regardless of whether they are on low or medium voltage networks, must be covered by the interested party so as not to impact the tariffs of other users.

ARESEP. Technical Analysis: It is considered that micro-generators with capacities less than or equal to 50 kVA can be interconnected to the network without causing network upgrades, so the request by COOPEGUANACASTE is not considered acceptable.

(.)

(.)

Ra-Newables SRL:

Add MINIMUM EXCLUSION MV OF 120,000 KWH ANNUAL (as the ICE has).

ARESEP: Technical analysis: The technical or legal basis for establishing the requested exclusion is not indicated, so the petition by Ra-Newables SRL is rejected.

CNFLSA, COOPELESCA:

In both modalities of the contractual regime, both in the case of production surplus and in the case where consumption equals production, the small-scale generator must pay the utility monthly the cost of access to the distribution network.

Justification: The cost of access must be calculated by each distribution company and approved by ARESEP and must cover the proportional costs of development, operation, and maintenance of the available distribution system and the availability costs of generation backup, since these costs should not be charged to the rest of the clients and users of both the distribution company and the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).

ARESEP. Technical analysis: These are tariff matters that will be addressed in due course by the Regulatory Authority. However, for greater clarity, the term "equivalent to the amount of the minimum tariff" is removed.

COOPEGUANACASTE:

The cost of access to the network must be calculated by each company and submitted to ARESEP for approval. The current minimum tariff does not reflect these costs; rather, it is a subsidy for customers with lower consumption, who are assumed to be the poorest, especially in residential tariffs. Currently, in the cost structure of Coopeguanacaste, the operation and maintenance expense plus the return for development represents 27% of revenues. By way of example, a customer who consumes 1000 kWh monthly contributes ¢25,302 to the Cooperative for the indicated items. If customers of this type install their own generation systems in such a way that they offset their consumption (net zero consumption), they would pay only ¢2,070 (current minimum tariff), even though they would continue to generate the same costs for the distribution company (network maintenance, network availability, meter reading, billing, etc.). It is thus clear that the scheme proposed by ARESEP is a serious financial threat to the distribution companies and especially to Coopeguanacaste, given that it is located in an area of very high solar radiation, so a large proliferation of photovoltaic systems is anticipated if, through regulation, they obtain advantageous conditions at the expense of other customers.

ARESEP. Technical analysis: These are tariff matters that will be addressed in due course by the Regulatory Authority. Additionally, it is necessary to indicate to COOPEGUANACASTE that the minimum tariff must correspond to the fixed costs of the company, a tariff matter that must be addressed in due course. However, for greater clarity, the term "equivalent to the amount of the minimum tariff" is removed.

(.)

(.)

ACESOLAR:

"The generator shall, if the distribution company requires it, acquire and maintain a civil liability insurance policy for damages that the operation of its equipment or failures of its installations may cause to the distribution company or that the latter may cause to its customers or users as a consequence of deficiencies or operational failures of its installations and equipment." ACESOLAR suggests eliminating its application to photovoltaic generators that use inverters complying with the UL1741 standard, as they comply with the safety standards of the respective standard.

ARESEP: Technical analysis: The article indicates if the company requires it. That is, the insurance policy is at the request of the distribution company, which eventually must take responsibility for damages that the operation of that generator may cause to its own installations or to those of other users served through its distribution network, if it is required and does not request it.

(.)

(.)

ACESOLAR:

Restricting island operation based on a power criterion does not have a valid technical justification, since systems with inverters that comply with the UL1741 standard do not cause any disturbance or damage to the distribution network.

Furthermore, there may be users of any system power capacity interested in having a system interactive with the network but that also functions with energy backup, which can be very beneficial for the user and represent an additional incentive to install a self-consumption system.

Therefore, the following modification to the first paragraph of the article is recommended:

"In the event that distributed generators are technically capable of operating in island mode and the distribution company authorizes such operation, a communication channel between the distribution company's protection system and the distributed generator will be required." ARESEP: Technical analysis: The article is quite clear, regardless of the generator's technology. Island operation, if technically possible, will be authorized by the distribution company and must comply with the technical conditions established for such purposes by the electric utility and in accordance with the technical regulations issued by the Regulatory Authority.

As for microgenerators, these were excluded because they are very small and are connected to the secondary network, so their island operation could alter the supply conditions to third parties connected to the secondary distribution network. ACESOLAR should not forget that it is talking about generators operating in parallel with the network. They are not generators for pure self-consumption without interaction with the network.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Distribution companies may disconnect the installations of the small-scale generator for self-consumption, with prior notice of at least 24 hours, in the following situations:

Justification: It is considered necessary to clearly establish that distribution companies are authorized for the disconnection.

ARESEP. Technical Analysis. No difference is found between the proposal and the text of the standard.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

It shall be the responsibility of the distribution companies:

..

d. To upgrade (Adecuar) the low-voltage distribution network for the interconnection and parallel operation of micro-generators, the costs of which shall be covered by the interested party. Justification: It is considered necessary to explicitly establish in Subsection d. of this article that any upgrades to the distribution network arising from the connection of a micro- or mini-generator to the distribution network must be paid for by the interested party, since it cannot be considered an expense attributable to the distribution network to be charged to the tariff of other users or customers of the electric utility.

ARESEP. Technical Analysis: ARESEP. Technical Analysis: It is considered that for micro-generators with capacities less than or equal to 50 kVA, they can be interconnected to the network without causing network upgrades, so the request by CNFLSA is not considered acceptable. In any case, if an upgrade is required, it must be paid for by the interested party in accordance with what is indicated in Article 128 of this standard.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Distribution companies are responsible for implementing the necessary mechanisms to carry out the annual settlements for "Full Net Metering" contracts (Medición Neta Completa), indicated in Article 131 of this standard. Justification: It is considered that this article is not consistent with what is indicated in Article 131 because the change in Subsection a of the latter makes the monthly energy settlements for "Simple Net Metering" contracts (Medición Neta Sencilla) non-existent, so in both contractual schemes defined in Article 131, only annual settlements for the contracts will be necessary.

ARESEP. Technical analysis: The assessment by CNFLSA is incorrect; in the "Simple Net Metering" contract, monthly settlements for the energy produced and consumed must be made.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

The metering system for recording the energy consumed and generated in services with small-scale generation for self-consumption shall be the responsibility of the electric utility and shall comply with what is indicated in the standard issued by the Regulatory Authority AR-NT-CON "Use, operation and control of electric energy meters" and its amendments. The cost of the metering system, its operation, and maintenance must be covered by the generator. Justification: It is considered necessary to explicitly establish in this article that any cost associated with the metering system of a micro- or mini-generator due to its connection to the distribution network must be covered by the interested party, since it cannot be considered an expense to be charged to the tariff of other users or customers of the electric utility given the possibility that its connection may not represent revenue for the distribution company.

ARESEP. Technical Analysis. The cost of metering is borne by the electric utility and will be considered in the access tariff indicated in Article 132 of this standard.

COOPEGUANACASTE:

Considering the same arguments we expressed for Article 127, we believe that the metering system must be paid for by the interested party and not transferred via tariff to all other customers who do not have the possibility of having a distributed generation system. In this sense, it is important to emphasize that the meters to be used are more costly because they must keep records in two directions of energy flow. On the other hand, if the standard establishes that a maximum of 49% surplus calculated on the basis of monthly generation is allowed, this automatically means that a meter must be installed at the generator output to control compliance with this cap, so that for each generator, it may be necessary to have two metering systems. We reiterate our request and proposal that the cost of metering systems for generators be assumed by the generators themselves.

ARESEP. Technical Analysis. The cost of metering is borne by the electric utility and will be considered in the access tariff indicated in Article 132 of this standard.

(.)

(.)

ICE:

The ICE's comment is reiterated. In the previous version of Article 166, it was established that the System Operator in coordination with the ICE would be responsible for what was relevant regarding electrical rationing, and in this new version, the ICE's participation was eliminated. It is requested to return to the previous wording because coordination between the ICE and the System Operator is essential to adequately address these situations.

ARESEP. Technical analysis: By stating ". in coordination with the transmission companies.", it implicitly includes the ICE, but for greater clarity, what was requested by the ICE is incorporated.

(.)

(.)

ICE:

The following footnotes must be included in the table of planning, design, and operation criteria in Annex A (Anexo A). These clarifications form an integral part of said table.

"The clarifications to the previous table are:

1. The unavailability of components due to scheduled maintenance is not considered a contingency. Security Criteria must be met during scheduled maintenance, which includes compliance with all categories in the previous table.

2. The Security Criteria do not necessarily have to be met for radial portions of the system if they do not represent a safety hazard to the electrical system.

3. The continuous load limit or continuous thermal limit corresponds to the magnitude of current at which the line or equipment can operate continuously. The emergency limit may be higher than the continuous thermal limit and corresponds to the 10-minute limit in case the overload is alleviated by automatic means or to the 30-minute limit in case the overload must be alleviated by manual operator intervention.

4. System stability refers to angular stability, voltage stability, and dynamic stability.

5. Breaker failure must include both failure to open when required and internal or external insulation failure in its chambers.

6. Controlled load shedding to protect the system in the event of multiple contingencies shall be executed by means of previously evaluated and implemented schemes. These may be manual load shedding schemes or automatic schemes (special protection systems). The tripping of generators and topological changes in the network are also accepted if it is determined that they safeguard the integrity of the system in the event of multiple contingencies. Special protection systems must be redundant.

7. Load limits apply to all system components.

8. After a single contingency occurs (Category B failure), an adjustment of the electrical system must be carried out within a period of 30 minutes, so that in the event of a second Category B contingency, the acceptable consequences for this failure category continue to be met." ARESEP. Technical analysis: Incorporating the clarifications to Table No. 2 requested by the ICE is not accepted, as these are aspects to be considered in the procedures and protocols established in Article 45 of this technical standard.

(.)

OTHER POSITIONS OF A GENERAL NATURE Ra-Newables SRL.

Without specific Article; it is not clear how to treat surplus if the customer is on a tariff with time-of-use distinction, such as the medium voltage tariff and the special residential tariffs of CNFL.

For example, a surplus during peak hours, is it applied to nighttime deficits, or is it saved until the following month? Is it done 1 to 1, or is one kWh during peak counted as 3 nighttime kWh, as the ICE does?

ARESEP: Technical analysis: Surplus compensation is for energy according to the tariff structure, as indicated in Article 159.

Without specific article: It would be good to allow customers to request an additional meter to be able to separate loads, with one part having a micro- or mini-generator and another part without a generator, with the objective of taking advantage that the tariff below 3000 kWh/month does not bill for maximum demand. It could be required that in this case, the monthly consumption of the new meter must remain below 1000 kWh/month, to avoid merely avoiding demand charges.

ARESEP: Technical analysis: Because they are plants based on renewable energies, without firm capacity, the compensation is only for the energy component.

Without specific article: It would be good to be able to deduct the installed capacity of the generator from the maximum demand measured each month, to recognize the contribution of this capacity, and make it economically viable to install a generator that covers less than 100% of the customer's annual consumption.

ARESEP: Technical analysis: Because they are plants based on renewable energies, without firm capacity, the compensation is only for the energy component.

(.)

28. That on March 3, 2014, the Secretariat of the Board of Directors (Secretaría de Junta Directiva), via memorandum 124-SJD-2014, referred to the DGAJR for its analysis the technical standard AR-NT-POASEN-2014. (Folio 475 of file OT-370-2013).

29. That on March 14, 2014, the DGAJR, via official communication 193-DGAJR-2014, rendered an opinion on the technical standard called "Planning, Operation, and Access to the National Electric System" AR-NTPOASEN (Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional" AR-NTPOASEN).

CONSIDERANDO (WHEREAS):

I.That from the above-cited official communication 193-DGAJR-2014, which serves as the basis for this resolution, the following is extracted:

"[.]

III. ON THE COMPETENCE OF THE BOARD OF DIRECTORS TO ISSUE TECHNICAL REGULATIONS

"Article 25.- Regulation The Regulatory Authority shall issue and publish the technical regulations that specify the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case." Likewise, Article 53 subsection n) of the aforementioned Law attributes to the Board of Directors of the Regulatory Authority the power to issue said technical regulations. This numeral in this regard states:

"Article 53.- Duties and attributions The duties and attributions of the Board of Directors are:

[.]

• n)To issue the technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in this Law and the modifications thereto.

[.]" In that sense, Article 6 subsection 14) of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Authority Regulating Public Services and its Deconcentrated Body (RIOF) provides that in regulatory matters, the Board of Directors is responsible for:

"Article 6. Board of Directors.

[.]

It has the following functions:

[.]

14. To issue the technical regulations required for the correct application of the regulatory framework for public services established in the law and the modifications thereto.

[.]" Based on the cited regulations, it is concluded that it is the responsibility of the Board of Directors of the Regulatory Authority to issue the proposed technical standard.

IV. PROCEDURE FOR APPROVAL OF THE PROPOSED TECHNICAL STANDARD

The Board of Directors, through agreement 05-88-2013 of ordinary session 88-2013, ordered "To submit to the public hearing process the following proposed technical standard called "Planning, Operation, and Access to the National Electric System (AR-NT-POASEN)" (Planeación, Operación y Acceso al sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)), following for this the procedure established in Article 36 of Law 7593.

Therefore, on January 14, 2014, the call for a public hearing was published in the newspapers La Nación and La Prensa Libre, and on January 23, 2014, it was published in La Gaceta No. 16.

The public hearing was held on February 13, 2014, in person in Bribrí de Talamanca and via video conference at ARESEP and in the Tribunals of Justice of Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro, Puntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro, and Guápiles Centro.

During the public hearing, 9 positions were received on the cited proposed technical standard from the following participants: Plantas Eólicas Limitada, Ricardo Enrique Gutiérrez Quirós, COOPELESCA, Asociación Costarricense de Productores de Energía, Asociación Costarricense de Energía Solar, Molinos del Viento del Arenal, P.H. Don Pedro, P.H. Río Volcán, P.H. Chucás, COOPEGUANACASTE, ICE, and CNFL.

Subsequently, the DGAU issued the report on oppositions and coadyuvancies via official communication 548-DGAU-2014.

Later, the Ad Hoc Commission appointed for this purpose, via official communication 0021-CAHMNE-2014, forwarded to the Board of Directors of ARESEP "the proposed technical standard AR-NT-POASEN Planning, Operation, and Access to the National Electric System" (ANNEX A), including the analysis of positions (Annex B) processed under file OT-370-2013.

This proposal was forwarded by the Secretariat of the Board of Directors to the DGAJR for its respective review, in accordance with Article 13 subsection 15) of the RIOF. In this sense, this advisory body must assess whether there are changes to the proposed technical standard, submitted to the public hearing process in accordance with the provisions of Article 36 of Law 7593, and determine if they constitute a substantial modification to the proposed technical standard forwarded to the Board of Directors by the Ad Hoc Commission appointed for this purpose [-understood as substantial, the modification, or the introduction of some new aspect not discussed in the public hearing, that significantly affects the final decision adopted-] which would warrant submitting the proposal to a new public hearing.

Finally, the proposed technical standard called Planning, Operation, and Access to the National Electric System AR-NT-POASEN, which will include the analysis of positions, must be forwarded to the Board of Directors for approval and for it to order the respective publication.

All of this must be reported to the CGR in order to comply with the provisions of report DFOE-AE-IF-03-2012 and official communication DFOE-SD-0103, before April 30, 2014.

V. REGARDING CITIZEN PARTICIPATION AND THE SUBSTANTIAL MODIFICATION OF THE STANDARD SUBMITTED TO PUBLIC HEARING

Prior to conducting the assessments of the changes introduced in the proposed standard as a result of the positions expressed in the public hearing, this advisory office deems it appropriate to analyze in this section citizen participation and substantial modifications to the proposed technical standard.

7593, Law of the Authority Regulating Public Services, constitutes the legal framework under which ARESEP must conduct public hearings for the formulation and review of the technical standards indicated in Article 25 of Law 7593, as a manifestation of the exercise of the constitutional right of citizen participation enshrined in Article 9 of the Political Constitution.

Likewise, said constitutional right has been embodied in Judgment No. 2010-10708 of 09:52 hours on June 18, 2010[1] of the Constitutional Chamber (Sala Constitucional), which indicates:

[1] See in the same sense, Judgment No. 2006-01796 of 14:45 hours on February 15, 2006 of the Constitutional Chamber.

"III.- ON CITIZEN PARTICIPATION. The participation of citizens in public decision-making is provided for in Article 9 of the Political Constitution, thereby acquiring the rank and force of a fundamental constitutional right. This does not imply a deconstitutionalization of the principle of legality of the Public Administration, though it is, of course, a more democratic form of government, which expands the forums for debate on different issues that affect the community, and by virtue of which, they remain open to citizen intervention and opinion.

We are, then, facing an already widely accepted option in the evolution of the concept of democracy, and this amparo offers a magnificent opportunity to give it clear and effective validity, so that it does not remain mere discourse. The commented precept, then, gathers the cited principle through access to the information available and the dissemination thereof, so that decision-making is not limited to a restricted group of interests." From the foregoing, the need arises to create a real space in which persons who have a legitimate interest regarding the technical standard can express their coadyuvance or opposition to the possible modification.

In the case of ARESEP, the importance of holding public hearings to promote transparency in decision-making has been fully defined. Jurisprudence reiterated during the years 2009, 2010, and 2011[2].

[2] See in this sense Judgments No. 2009-016649 of 08:47 hours on October 30, 2009, No. 2010-010708 of 09:52 hours on June 28, 2010, and No. 2011-003762 of 14:58 hours on March 23, 2011, which it is called to obtain, in protection of the right to information and citizen participation." In this regard, the Constitutional Chamber has ruled:

"(.)

In this way, and in accordance with our democratic system, ARESEP is obligated to convene such a hearing, particularly to guarantee the right of defense and access to information that concerns each and every one of the inhabitants of our country, so that decisions are not made surprisingly for the interested "affected" parties. Precisely, in the Law of ARESEP and its regulations, the legislator provided a special administrative procedure, which is the public hearing, whose main characteristic is to provide transparency in the decisions of the Regulating Entity and the possibility of giving participation to consumers and users within the process.

Likewise, by providing the opportunity for neighbors, social organizations, the state and private sectors, citizen defense institutions, and other governmental institutions to participate, greater benefit is achieved. This facilitates a better exchange of information among participants, making the hearing a transcendental instrument in decision-making and an instrument of transparency in a democratic system such as ours. The purpose of this hearing is for interested persons to express whatever they deem appropriate regarding the tariff-setting request under study before the Regulatory Authority. Therefore, the rigor required for procedures seeking the elimination of a subjective right does not apply to it (Judgment 2002-08848 at sixteen hours and fifty-seven minutes on September tenth, two thousand two). However, it is not a simple formal requirement, such that it can be set in a way that nullifies the exercise of the right it intends to protect, by being granted under conditions that impede or hinder the fulfillment of the objectives it is called to achieve, in protection of the right to information and citizen participation."

V.In conclusion, it is clear that in order to guarantee the right to citizen participation provided for in Article 9 of the Political Constitution, the public hearing that the Public Services Regulatory Authority must hold in those cases where it processes a public service tariff-setting study must allow the exercise of the community's right to participate in a matter of its interest and must be held within a reasonable period that allows the community to express itself. (.)" Judgment No. 2009-016649 at 08:47 hours on October 30, 2009. (The underlining is not part of the original).

(.)" Regarding this issue, the Constitutional Chamber has been quite clear on the importance of ARESEP respecting the right to citizen participation through the holding of public hearings, noting that these cannot be seen as a simple formality that ultimately fails to achieve its purpose of protecting the right of defense of those interested.

In that sense, the Constitutional Chamber, through Judgment No. 2008-17093 at 10:18 on November 14, 2008[3], states:

[3] See, in the same sense, Judgment No. 1998-01318 at 10:15 hours on February 27, 1998, of the Constitutional Chamber.

". the Public Services Regulatory Authority must make effective, in all cases, the intervention and participation of users in tariff-setting processes, as a consequence of the provisions of Article 9 of the Constitution. The hearing cannot be granted under such conditions that it becomes a simple formality that fails to protect the right or interest of the participants. Based on the foregoing, it follows that the existence of a material, real, and effective probability for interested persons to be able to intervene in public hearings is relevant to this Jurisdiction." (The underlining is not part of the original).

Note that while the holding of public hearings as a form of citizen participation is a constitutionally established right, its purpose is for the governed to exercise their right of defense, provided they have a direct interest in the matter and may be affected by it.

Thus, said Chamber has stated:

Judgment No. 2006-15635 at 10:52 hours on October 27, 2006[4]:

[4] See, in the same sense, Judgments No. 2008-8125 at 18:22 hours on May 13, 2008, and No. 2009-016649 at 08:47 hours on October 30, 2009.

"The public hearing that the Public Services Regulatory Authority must hold in those cases where it processes a study for a public service tariff increase, has the purpose of allowing the exercise of the community's right to participate in a matter that directly affects it, prior to the making of the administrative decision and, in that manner, it constitutes a manifestation of the democratic principle (on this particular matter, see Judgment No. 2004-09434 at 11:26 hrs. on August 27, 2004)." The underlining is not part of the original.

It is clear that citizen participation does not mean exercising a right of defense without any particular interest, but rather having the possibility to express an opinion regarding a matter that could cause a direct impact.

Thus, in accordance with the foregoing, supported by the jurisprudence emanating from the Constitutional Chamber, it is possible to state that in the case of ARESEP, the holding of the referenced hearings constitutes a rule, while those cases in which an exception could be made and the public hearing dispensed with could only be determined on a very case-by-case basis.

In this regard, the Constitutional Chamber, through Vote No. 7213-2012 at 16:01 hours on May 30, 2012, in Considering IV, referred to ARESEP's obligation to guarantee citizen participation in the formulation of tariff methodologies and that any substantial change introduced to the proposal after being submitted to the public hearing must be submitted again to said procedure, in order not to leave potential affected parties defenseless:

"(..)

In the opinion of the Constitutional Court, the reasons stated by the appealed authority in its report, in the sense that the inclusion of said transitional provision was intended to reduce levels of discretion in determining the moment when the tariff adjustment model would be applied for the first time, precisely justifies the fact that a public hearing should have been called, in order for service users to have ample opportunity to refer to, pronounce on, and even question that situation. On this matter, the Chamber notes that the Public Services Regulatory Authority's omission in calling a public hearing to learn the content of said transitional provision is illegitimate and clearly violates the right protected in Article 9 of the Political Constitution, which proclaims the right of individuals to actively participate in the adoption of fundamental political decisions and, specifically, in the increase of public service tariffs.

In this sense, the Constitutional Chamber does not find, in the specific case, any circumstance that justifies the fact that the entire content of Resolution No. RJD-168-2011 at 14:30 hrs. of December 21, 2011, was not submitted to the aforementioned public hearing, in the terms in which it was finally approved by the Public Services Regulatory Authority. In this vein, it is of no relevance, contrary to what the appealed authority holds in its report, to determine whether it is an ordinary or extraordinary setting, taking into consideration that Article 36 of Law No. 7593, Law of the Public Services Regulatory Authority, establishes in subsection d) the obligation of the appealed authority to call a hearing, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views, when dealing with "The formulation or review of price and tariff setting models, in accordance with Article 31 of this Law." (.)

It is clear that the Public Services Regulatory Authority, by having approved through Resolution No. RJD-168-2011 at 14:30 hrs. of December 21, 2011, the "Automatic adjustment model for the remunerated passenger transport service, bus modality," including the aforementioned transitional provision, which was not submitted for consideration in the public hearing held on July 20, [sic] 2011, has left users of public transport services, bus modality, defenseless, precisely due to the uncertainty generated regarding its effects on their economic interests.

(.)

It is evident that the requirement set forth in this judgment does not constitute a mere procedural matter or a simple formality, given that the omission by the Public Services Regulatory Authority has led, in the present case, to the approval of novel rules in Resolution No. RJD-168-2011 at 14:30 hrs. of December 21, 2011, without the users of transport services having had the opportunity to question the content of that transitional provision in the public hearing.

(.)

It is clear that the situation challenged in this amparo proceeding is illegitimate and violates the Right of the Constitution, for which reason the appropriate course is to declare the appeal well-founded regarding this point, annulling Resolution No. RJD-168-2011 at 14:30 hrs. of December 21, 2011, as well as all subsequent acts in which that model has been applied, so that its entire content is submitted to the legally required public hearing.

(.)" Thus, ARESEP must guarantee citizen participation for the issuance of technical standards, as derived from the aforementioned jurisprudence.

VI.COMPARISON BETWEEN THE PROPOSED STANDARD SUBMITTED TO PUBLIC HEARING AND THE PROPOSED STANDARD SUBMITTED BY THE AD HOC COMMISSION FOR APPROVAL BY THE BOARD OF DIRECTORS

The comparison prepared by this advisory body can be observed in Table 1, attached to this legal opinion.

From the comparative analysis of the cited standard, in its version submitted to the public hearing and the version submitted by the Ad Hoc Commission through official communication 0021-CAHMNE-2014, we have identified three types of changes:

1. Changes in form: improvements to the wording for better comprehension.

2. Clarifying changes: they clarify the content of the proposal submitted to the public hearing without introducing substantial modifications that would warrant submitting the proposal to a new public hearing.

3. Substantial changes: understood as substantial, any modification or introduction of a new aspect not discussed in the public hearing, which significantly affects the final decision adopted.

In total, 31 changes were identified, of which 13 are changes in form, 15 are clarifying changes, and the remaining 3 are substantial (see the detail in Table 1).

From the analysis conducted, it emerges that these substantial changes arise from the modification of the timeframes for subsection a of Article 131, as the timeframe submitted to the public hearing for the recognition of physical compensation of surpluses is varied. Regarding subsection b of the same article, the reference date for computing the period used for the liquidation of the annual surplus balance is modified.

Now, regarding Articles 157 and 159, there are substantial changes in accordance with the analysis performed for Article 131 of the proposal. These circumstances mean that the proposed technical standard must be submitted again to a public hearing for the purpose of guaranteeing the right to citizen participation, as developed in Section V of this legal opinion, and in order not to leave potential interested parties in the proceeding defenseless.

In this case, this guarantee is achieved by submitting the technical standard for "Planning, Operation, and Access to the National Electricity System" AR-NTPOASEN to a third public hearing.

[.]"

II.Based on the preceding resultandos and considerandos and in accordance with the merits of the case file, the appropriate course is to: 1.- Approve the technical standard called Planning, Operation, and Access to the National Electricity System AR-NT-POASEN, based on what is stated in legal criterion 193-DGAJR-2014 and the proposal submitted through official communication 0021-CAHMNE-2014. 2.- Instruct the Secretariat of the Board of Directors to proceed with the respective publication of this standard in the official gazette La Gaceta. 3.- Notify the Comptroller General of the Republic of this agreement, as established.

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY

AGREEMENT 01-19-2014

I.To approve the technical standard called Planning, Operation, and Access to the National Electricity System AR-NT-POASEN, based on what is stated in legal criterion 193-DGAJR-2014 and the proposal submitted through official communication 0021-CAHMNE-2014, as detailed below:

"Planning, Operation, and Access to the National Electricity System"

(AR-NT-POASEN-2014)

This standard establishes the general technical conditions under which the National Electricity System will be planned, developed, and operated, and the technical, contractual, commercial, and tariff conditions under which access and parallel operation will be provided to the various parties interested in interconnecting with the National Electricity System.

Its application is mandatory, as applicable, for all interested parties, subscribers or high-voltage users, generation, transmission, and distribution companies of electric energy, and subscriber-producers, that are established in the country or that might be established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Tariff for Access to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The purpose of this standard is to define and describe the regulatory framework that will govern the development, technical operation, and access to the National Electricity System (SEN) in the activities of generation, transmission, and distribution, in the interest of satisfying the national demand for electric energy, under criteria of quality, continuity, reliability, and timeliness of the electricity supply, establishing guidelines for this purpose in the following aspects:

• a)Satisfaction of energy demand.
• b)Access.
• c)Expansion.
• d)Operation (Planning, Coordination, Supervision, and Control).
• e)Topology.
• f)Performance of the national transmission network.
• g)Performance of the national generation fleet.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Tariff for Access to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

For the purposes of correctly applying and interpreting this technical standard, the concepts used herein are defined as follows:

Subscriber: Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy.

High-voltage subscriber: Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy at high voltage.

Low-voltage subscriber: Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy at low voltage.

Medium-voltage subscriber: Natural or legal person who has signed one or more contracts for the use of electric energy at medium voltage.

Subscriber-producer or Producer-consumer: any natural or legal person who has signed a contract for the use of electric energy and who also produces electricity from renewable sources to be used exclusively by them, at the same site where it is generated, with the sole purpose of partially or totally supplying their electric energy needs.

High voltage (abbreviation: AT): voltage level equal to or greater than 100 kV and equal to or less than 230 kV.

Black start: Capability of a generating unit to reach an operational condition from a complete shutdown without the help of the external electrical grid, that is, when the medium-voltage busbar to which the generator is connected is de-energized (has no external supply for its auxiliary services) Electric distribution area: Territorial area, within the administrative concession area in which the distribution company has electric distribution networks.

Regulatory Authority: Public Services Regulatory Authority. Regulatory Body.

Low Voltage (abbreviation: BT): voltage level equal to or less than 1 kV.

Low voltage condition: voltage condition lower than the minimum permissible normal operating value with respect to the nominal voltage value, lasting more than one minute.

Quality of the electricity supply: Comprises the amplitude, frequency, and waveform characteristics of the voltage used for the delivery of energy to subscribers or users.

Loading: Measure of the utilization of an element or system with respect to its nominal, maximum, or other capacity.

Fortuitous event: actions of man such as: strikes, vandalism, civil commotion, revolution, sabotage, and others that are beyond the control of the electric company, which must be demonstrable and which affect it in such a way that they exceed the conditions that should have been considered in the civil, mechanical, and electrical design for the sake of efficient (technical and economic), continuous, and quality service.

Concession: is the authorization that the State grants to operate, exploit, and provide the generation, transmission, distribution, or commercialization service of electric energy.

Normal condition: State of a power system that is operating within the required quality and security parameters and without an energy deficit, excluding interruptions due to scheduled maintenance.

Emergency condition or state: State when a power system is not operating within its normal quality and security parameters or there is a risk of a situation occurring that affects said levels.

Reliability: It is the capacity of an electric system to continue supplying energy to an area, in the presence of temporary changes in its topology or structure (outage of transmission and distribution lines, substations, power plants, etc.).

Contingency: It is the operational outage or disconnection of one or more components of the National Electricity System, such as the operational outage of a generator, a transmission line, a circuit breaker, or other electrical element.

Continuity of the electricity supply: Measure of the continuity (free from interruptions) with which energy is delivered, for its utilization.

Connection contract: Administrative act signed between ICE, the transmission company, or the distribution company with an interested party (generator, a transmission company, a distribution company, a subscriber or high-voltage user), establishing the technical and commercial conditions and requirements under which access, supervision, and integrated operation with the National Electricity System will be provided, as well as the obligations, rights, and duties to which the parties commit.

Acceptable steady-state operating condition: Condition of a power system in which, after a contingency, its voltage and frequency parameters are equal to or above the tolerable limits, whether operated integrally or in islands.

Steady-state stability criterion: A power system is steady-state stable for an operating condition if, after a small perturbation or disturbance, it reaches a steady-state operating condition similar to the condition existing before the disturbance.

Transient stability criterion: A power system is transiently stable if, for a steady-state operating condition and for a particular disturbance, it reaches an acceptable steady-state operating condition after the disturbance.

Operational security criteria: Set of national and regional definitions and rules that establish how the National Electricity System must perform, both under normal operating conditions and during contingencies.

Criticality of an SEN element: An SEN element exhibits criticality if, upon its disconnection (whether scheduled or forced), operating conditions of the SEN outside the parameters established by this standard could occur.

Power or energy deficit: Condition in which there is insufficiency in the supply of power or energy to meet the demand required by the National Electricity System.

Demand: value of the power measured in kVA or kW required by an electrical installation, network element, device, or electrical apparatus at a given instant in time.

Maximum demand: highest value of demand in a given period.

Availability: Condition of an element or system to be in a state of fulfilling its required function at a given instant or during a given interval.

Transmission company: Concessionaire legal entity that supplies the electrical service in the transmission stage.

Distribution company: company whose activity consists of the distribution of electric energy for its final use in the concession area.

Electric company: concessionaire legal entity that supplies the electrical service in any of its stages.

Generation company: Concessionaire legal entity that supplies the electrical service in the generation stage.

Emergency operating state: Any abnormal operating condition of the SEN resulting from a contingency at a national or regional level, during which the system operates outside the limits established in the quality, security, and performance criteria, representing danger to the lives of persons or to the facilities. Situation in which the national demand for electric energy cannot be met.

Droop: Percentage variation of the frequency per unit of percentage variation of a generator's load.

Fault: Cessation of the capacity or ability of an element or system to perform the function for which it was designed.

Voltage frequency: repetition rate of the fundamental component of the voltage, measured over one second, expressed in Hertz (Hz).

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

Force majeure: acts of nature such as hurricanes, tornadoes, earthquakes, tidal waves, floods, and electrical storms, which exceed the conditions that should have been considered in the civil, mechanical, and electrical design for the sake of efficient (technical and economic), continuous, and quality service.

Transmission function: Bulk transfer or transportation of electric energy from production points to transformation or withdrawal points without intermediate distribution.

Private generator: Private capital company or natural person engaged in generating electric energy for sale to a company that provides the public electricity service in the distribution stage.

Generator: Electric energy generating company.

Voltage sag (Sag): decrease in the effective (rms) voltage value to between 90% and 10% of the nominal voltage value at nominal frequency, with a duration from half a cycle (8.33 ms) up to one minute.

Unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit, in which it is not available to produce electricity, due to some event directly associated with it; that is, it is incapable of remaining in service in the National Electricity System, entering service, or remaining on standby, whether due to a fortuitous, scheduled, or unscheduled event.

Forced unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity as a consequence of emergency conditions, associated with the failure of some component or equipment of the generation unit, or due to human error, which causes the unit to go out of operation or be incapable of interconnecting and operating in synchronism with the National Electricity System.

Scheduled unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity due to preventive maintenance activities duly scheduled and notified to the System Operator.

Restrictive unavailability of a generation unit: Operating state of a generation unit in which it is not available to produce electricity due to restrictive conditions of the national transmission or distribution system.

Unavailability: Condition that prevents or restricts an element or system from being in a state of fulfilling its required function at a given instant or during a given interval.

Interested party: Natural or legal person who manages the interconnection and parallel operation with the National Electricity System.

Distribution line: Arrangement of supports, ducts, conductors, insulators, and accessories to distribute electricity, aerially or underground, for final use, at medium and low voltage.

Transmission line: Arrangement of structures, conductors, insulators, and accessories to transport electricity at high voltage, between two nodes of an electric power system.

Medium voltage (abbreviation: MT): voltage level greater than 1 kV but less than or equal to 100 kV.

Technical standard: Mandatory precept consisting of a set of specifications, parameters, and indicators that define the quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision conditions under which electrical services must be supplied.

National regulations: Set of technical standards, procedures, criteria, and in general any document establishing mandatory technical-economic rules, issued by the Public Services Regulatory Authority (ARESEP).

Regional regulations: Set of technical standards, procedures, criteria, and in general any document establishing mandatory technical-economic rules, issued by the Regional Commission for Electrical Integration (CRIE).

Integrated operation: It is the mode of operation of a power system in which centrally dispatched generation resources are used to cover demand, complying with the adopted criteria for security, reliability, quality, and economic dispatch.

Restrictive operation: Condition of an element or system in which it is operated or used under limited conditions with respect to its capacity or functionality, as a consequence of technical limitations external to it.

Secure operation: Integral operating condition of a power system in which there is no possibility that, in the face of an eventual fault of one or several elements predefined in the Operational Security Criteria, a total operational shutdown of the system would occur, or a condition causing deficiencies in the quality and continuity of energy transport.

System Operator: Technical unit that has the responsibility of directing and coordinating the operation of the National Electricity System and the National Electricity Market to meet the country's electricity demand, as well as the coordination and execution of energy transfers at the regional level.

Flicker (Flicker): impression of irregularity of the visual sensation due to a luminous stimulus whose luminance or spectral distribution fluctuates over time.

Participants/agents of the SEN: Electricity industry participants: Generation, transmission, and distribution companies, and subscribers or high-voltage users.

Disturbance: The disturbance describes the total event that begins with a fault and ends with the restoration of the previous conditions of quality and reliability in the electricity supply.

Voltage swell (Swell): increase in the effective (rms) voltage value to a value between 110% and 180% of the nominal voltage at nominal frequency, with a duration from half a cycle (8.33 ms) up to one minute.

Generation plant. Power plant: Set of civil works and electrical and mechanical equipment used for the production of electric energy.

Fault power: It is the power that a generation unit failed to generate due to situations unrelated to its operation.

Connection point: Topological location where the user's network is linked to the National Electricity System.

Delivery Point or Common Coupling Point: The delivery point is the busbar system of the substation where the generator or user connects to the national transmission network or the point in the distribution network where the generator connects. In the case of generators that connect to the low-voltage network, the delivery point is that defined in the technical regulations applicable to service connections.

Measurement Point: The measurement point is the node of the transmission or distribution network where the measurement system is installed.

Electrical Rationing: Operating conditions of the national electrical system in which it is not possible to fully satisfy, moment by moment, the demand for power and energy, due to a deficit in power, energy, or the operational security conditions of the SEN. Electrical rationing implies the programmed and orderly interruption of the electrical supply to subscribers and users.

Distribution Network: The stage of the electrical network comprised of: the medium-voltage busbars of step-down substations (high/medium voltage), switching substations or switchyards, medium and low-voltage conductors, and the associated transformation, control, monitoring, sectionalizing, and protection equipment for the final utilization of energy.

Electrical Transmission Network: Part of the electrical network comprised of: transmission lines, step-up substations (medium/high voltage), step-down substations (high and medium voltage busbars), switching substations or switchyards, and the associated transformation, control, monitoring, and protection equipment, which fulfills the function of transmission and is delimited by the connection points of the agents that inject or withdraw energy.

National Transmission Network: All transmission infrastructure installed and operated within the national territory.

Electrical Network: Set of elements, in a power system, by which electrical energy is transported from production centers and distributed to subscribers and users.

National Electrical Distribution Network: That comprised of the electrical distribution lines of the different electrical energy distribution companies.

Primary Frequency Regulation: Automatic variation of the power delivered by the generation unit in response to frequency changes in the system upon the occurrence of load-generation imbalances.

Secondary Frequency Regulation: The fine adjustment executed by the Automatic Generation Control (AGC) of the generator's power to restore load-generation balance and power exchanges between control areas.

Secondary Regulation Reserve for Increasing Active Power: Sum of the available capacities to increase their active power up to the maximum technical limit of the generators operating under the control of the AGC.

Secondary Regulation Reserve for Decreasing Active Power: Sum of the available capacities to reduce their active power down to the minimum technical limit of the generators operating under the control of the AGC.

Cold Reserve: Sum of the nominal (or effective) power of the units that can start, synchronize, and reach full load in less than 15 minutes.

Spinning Reserve: Sum of the available capacities to increase their active power of online generators whose governors automatically respond to frequency changes.

Operational Security: Methodical application of criteria and procedures in the planning, design, and operation of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN), with the objective that it can withstand the types of contingencies considered in the operational security criteria, maintaining stable operation and limiting the consequences derived from the event or contingency.

Electrical Service: Availability of energy and power in the stages of generation, transmission, and distribution, as well as in the conditions of its commercialization.

Measurement System: The group of equipment (energy meters, potential and current transformers, etc.) that are used together for the measurement and recording of the energy and power injected into or withdrawn from a node of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Protection System: The group of equipment (instrument transformers, relays, etc.) that are used together for the protection of equipment or elements of an electrical network.

Sistema Eléctrico Nacional (SEN): The power system composed of the following interconnected elements: generation plants, the transmission network, the distribution networks, and the electrical loads of users. Set of companies and equipment in the national territory interconnected with each other and regulated by the rules of the Regulatory Authority.

Substation: Part of an electrical power system, where generation systems, transmission lines, or electricity distribution lines can converge and originate, comprised of power transformers, circuit breakers, and control, measurement, and switching equipment, and whose function is to step up or step down the voltage of electricity or to transfer its transport or distribution between different elements of the power system.

Transmission: Transport of energy through high-voltage electrical networks.

High-Voltage User: Natural or legal person connected to the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) at high voltage and who is the final consumer of energy at that connection point.

User: Natural or legal person who makes use of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

RMS Value (root mean square): square root of the mean value of the sum of the squares of the instantaneous values reached during a complete cycle of the voltage or current waveform.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

COOPEALFARO: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.

COOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.

COOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.

COOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.

CRIE: Comisión Regional de Integración Eléctrica.

CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

ESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad JASEC: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, S.A.

MER: Mercado Eléctrico Regional.

SCADA/EMS: Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System.

TDA: Tasa total de distorsión armónica de tensión.

Abbreviations:

Hz: Hertz: Unit of frequency.

kV: Kilovolts. Unit equivalent to one thousand volts.

kVA: Kilovolt-ampere. Unit of measurement of apparent power equivalent to one thousand volt-amperes.

The nominal frequency of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) shall be 60 Hz. During normal operation, 90% of the average frequency variations in 10-minute periods must be within the range of (60 ± 1.65σ) Hz, where σ is the standard deviation of the average frequency in 10-minute periods. The value of "σ" shall be 0.03 Hz. The tolerances and operational variations during contingencies are defined in Article 11 and what is established in the Reglamento del Mercado Regional; as well as in the specific regulations that the Regulatory Authority may issue in the exercise of its powers.

The voltages in the transmission and medium-voltage distribution scope of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN), as well as the corresponding tolerable variation limits, are established in Table No. 1.

Table No. 1.

Nominal Voltages of the SEN.

Values in Kilovolts (kV)

Under normal operating conditions, the voltage of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) must be maintained within the normal variation limits, and under operational emergency conditions, within the tolerable variation limits (security limits) indicated in Table No. 1.

The operation of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) is the responsibility of the System Operator, who must comply with the quality and operational security requirements established in this standard, in national regulations, and in the Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). For such purposes, in accordance with Article 10 of the Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central, it corresponds to the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), through the Administrative Body it designates or creates for this purpose, to perform the functions of System Operator and Market Operator.

The planning of the integrated operation of the generation and transmission resources of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) shall be the responsibility of the System Operator, which shall be carried out in an integrated manner with the technical information that the generating, transmission, distribution companies, and high-voltage subscribers or users must mandatorily provide. Its fundamental objectives shall be the following:

a. Satisfy the national demand for electrical energy at the optimal cost, under a short and medium-term planning horizon (from zero to five years, with a maximum resolution of one month), utilizing national resources to the maximum, without detriment to taking advantage of the economic benefits that the Mercado Eléctrico de América Central may offer.

b. Minimize the operation and maintenance costs of the SEN.

c. Maximize generation from renewable sources.

d. Minimize thermal generation from petroleum derivatives.

e. Maintain the levels of security, reliability, and quality defined in this technical standard and in others issued by the Regulatory Authority for generation and transport activities, and in accordance with the regulations of the Mercado Eléctrico de América Central.

f. Contribute to compliance with the standards regarding the quality, reliability, and continuity of the electrical supply in the distribution stage.

The frequency of updating the operational planning shall be annual, and may be updated more frequently if circumstances warrant it. The System Operator shall define the information and deadlines by which the generating, transmission, distribution companies, and high-voltage subscribers or users must provide it for the proper planning of the integrated operation.

For the proper operation of the SEN, the System Operator must develop a planning strategy that involves short and medium-term goals (from zero to five years, with a maximum resolution of one month), taking into account for this purpose, and as applicable:

a. The development planning of the SEN's electrical infrastructure.

b. The growth of power and energy demand.

c. Transmission losses.

d. The hydrology of the different hydroelectric plants and their minimum and maximum operative levels of their reservoirs.

e. The optimization of the management of multi-year regulation reservoirs in the medium term, and weekly, daily, and hourly regulation reservoirs in the medium and short term.

f. The seasonality of the hydroelectric, wind, solar, and biomass resource.

g. Historical unavailability and short-term unavailability indicators of the national generation fleet.

h. The fuel and lubricant costs of the thermal units.

i. The efficiency and performance of the thermal units.

j. The operation and maintenance costs of the national generation fleet and the transport infrastructure.

k. The electrical, contractual, and operational restrictions of the SEN components, among others.

The following are established as additional technical criteria to be considered in the planning of the operation of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN):

a. In steady state, the voltages at the high and medium-voltage buses of the substations must not exceed the tolerable limit values indicated in Article 6.

b. The maximum transfer through the transmission lines shall be optimized, taking into account the intrinsic thermal limit of the conductors, the transmission limit due to voltage regulation, the transient and small-signal stability limit, and the minimum clearance limit. However, all lines must be loaded below 85% of the nominal thermal capacity; the System Operator may exceed this degree of loadability, provided it does not contravene the principles of regional and national quality and operational security, nor the integrity of the network elements.

In the presence of contingencies, the loadability of the lines shall be adjusted to the quality and operational security criteria indicated in Article 13. Additionally, both ICE and the System Operator must continuously verify the loadability of the transmission lines, and actions must be taken to reinforce the capacity of the transmission lines when they must be operated with a loadability greater than 85% for more than 6,000 hours per year.

c. Permanent overloads are not permitted. In daily or short-term (1 year) operation, overload limits may be set according to the duration of the same, without exceeding the maximum permissible temperatures of the equipment and without significantly reducing its useful life.

d. For the coordination of protections, determination of the under/over-frequency scheme, determination of line loadability, and overload of SEN components, the System Operator must carry out the corresponding analysis of the system in steady-state and transient conditions (short circuit, conventional load flows, and transient and small-signal stability).

e. Under a three-phase-to-ground fault in one of the circuits of the transport system, close to the substation with the highest short-circuit level, which is cleared within the main protection time and assuming permanent outage of the faulted element, the system must maintain stability.

f. Under an operational outage of a component (a generator, a transmission line, a circuit breaker, etc.) of the SEN, the system must maintain stability.

g. In the event of producing isolated electrical networks or subsystems (islands) after an event, in each network or electrical subsystem, the quality, reliability, security, and performance criteria established in this standard and other standards issued by the Regulatory Authority regarding the quality and continuity of the electrical supply must be met, considering the installation of supplementary protection schemes that allow its operation with quality conditions in the electrical supply.

h. If power oscillations occur, it must be ensured that they do not exceed more than 5% of the nominal capacity of each generation unit synchronized to the SEN.

i. There must be no current imbalances at the delivery points to distribution companies or to high and medium-voltage subscribers or users that produce voltage imbalances greater than 3%. Maintaining the permissible current imbalance is the responsibility of the distribution companies and of the high and medium-voltage subscribers and users.

(As amended through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

The load shedding scheme by low frequency in the network shall be implemented according to the requirements determined by the corresponding studies prepared by the System Operator and coordinated with the participants in the electrical business (generators, transmitters, distributors, and high-voltage subscribers or users). The variation range, comprised of several stages, chosen for said scheme must be updated depending on the network's needs and its evolution over time, and must be reviewed periodically and at least once a year. What is related to the spinning reserve must also be taken into account to avoid partial disconnection of loads in the first operating stage of this scheme. In this regard, the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) must be operated at all times with a minimum spinning reserve defined by the System Operator in terms of the quality and operational security of the SEN and in accordance with the provisions of the regional regulations.

Likewise, regarding regional interconnections, they are obliged to operate within the quality, security, and performance criteria established by regional regulations, provided that the same contemplates specifications superior to national ones.

The automatic load shedding scheme by low frequency of the SEN shall be designed with the following criteria:

a. The trip of the largest generation unit in the system must not activate the first shedding stage.

b. The number of stages to be implemented and their corresponding timing shall be determined for each company.

c. At no time shall the frequency be lower than 57.5 Hertz.

d. In contingencies, the time the frequency remains below 58.5 Hertz must be minimized.

e. After 50 seconds of an event occurring, the system frequency must be above the threshold of the first stage of the automatic load shedding scheme.

f. The amount of load to be shed in events must be optimized, avoiding over-frequency as much as possible.

g. Each distribution company and high-voltage subscriber or user must enable their demand to be disconnected by low-frequency relays so that the SEN can withstand the outage of the largest generation plants and thus, as far as possible, avoid total collapses.

h. The number of stages to be implemented, the percentage of load to be shed in each stage, and its corresponding timing shall be determined for each distribution company.

i. Whenever technically feasible, the selection of the load to be shed shall be carried out in order to optimize the continuity of the electrical supply in the Metropolitan Area and in population centers with important commercial, industrial, and governmental characteristics, and in hospital centers.

j. In the case of SEN operation in islands, the installation of supplementary protection schemes that allow its operation with quality conditions in the electrical supply, in accordance with this provision and others issued by the Regulatory Authority, must be considered.

k. The frequency setting of the scheme must indicate the minimum and maximum actuation frequency, the frequency step between the different stages, and the actuation time in which the opening of the relay-breaker assembly at each stage must be executed.

The established scheme may be modified before the one-year period if the System Operator determines that there are situations or conditions that so require.

The amount of load that will be shed due to the operation of the scheme must not be reduced when preventive or corrective maintenance work has to be carried out, unless the above is duly justified before the System Operator.

The System Operator shall inform each user of the transmission system of the low-frequency load shedding scheme, as applicable, with the following information:

a. Magnitude and location of the load to be shed.

b. Frequency of trip initiation.

c. Final trip frequency.

d. Number of steps or stages of the scheme.

e. Speed of the power circuit breakers.

(As amended through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

The System Operator shall specify the ranges within which each generator must adjust its frequency relays, in accordance with the stability analysis studies, and shall be responsible for verifying the correct adjustments of the frequency relays of all units in the national generation fleet, with powers greater than 1 MW.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The security criteria with which the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) must be operated and planned are shown in Table No. 2 (Annex A of this standard).

All companies participating in the national electrical industry are obliged to provide the System Operator, in accordance with the procedures that it proposes and the Regulatory Authority approves, with all the information necessary for the proper operation and planning of the operation of the SEN, in accordance with this regulation and regional regulations.

It is the responsibility of the System Operator to supervise in real time, at a minimum: the status of circuit breakers, the voltages at buses of the transmission system, the active and reactive power flows through the lines and transformers, the regional exchanges, the active and reactive generation of all generation units with power greater than 1 MW, and the frequency of the SEN, and in general, of each SEN node of extraction or injection with an operating voltage equal to or greater than 13.8 kV. Additionally, it is responsible for coordinating actions to guarantee the reliability, security, quality, and performance of the SEN operation.

ICE and the participants of the SEN shall be responsible for installing and maintaining the correct operation of the equipment of their property, necessary for the supervision of the transmission network and the national generation fleet.

(As amended through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

For the proper operation of the SEN, the System Operator must coordinate the maneuvers carried out within it with the transmission, generation, and distribution companies. Therefore, each of these companies is responsible for defining the sequence of maneuvers with the equipment under its coverage, of which it shall inform the System Operator.

In scheduling the maintenance of the different elements of the SEN, the impact on the system's operation must be reduced and load shedding avoided, as far as possible. Annually, under the procedures and mechanisms proposed by the System Operator and approved by the Regulatory Authority, ICE, the transmission and generation companies with powers greater than 1 MW, and the high-voltage subscribers or users must send the System Operator the annual predictive and preventive maintenance program for the generators connected to the SEN at a nominal voltage level of 13.8 kV and higher; in addition to the elements of the transmission network. The System Operator may make the necessary adjustments in the scheduling of maintenance activities for purposes of operational security and economically optimal satisfaction of the demand.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

All plants in the system with powers greater than 1 MW are obliged to operate complying with the technical requirements indicated by the System Operator, unless due to technical restrictions they are not capable of operating in that condition. Furthermore, they must guarantee the droop value required for their integrated operation in the SEN, in accordance with the requirements of the regional electrical system established in the regulations of the Mercado Eléctrico Regional. Likewise, if required by the System Operator, they must participate in the secondary frequency regulation with their own units or through plants of other companies. Payment for such service shall be made under the tariff scheme established by the Regulatory Authority.

Similarly, all existing and future generation units, with powers greater than 1 MW, must contribute to the primary frequency regulation in accordance with the SEN requirements established by the System Operator.

(As amended by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The voltages required at the generation nodes shall be determined in accordance with the results of the operational planning of the SEN, in concordance with what Article 24 indicates.

All plants of the SEN are obliged to participate in voltage control, through the generation or absorption of reactive power, according to the capability curve of their units. The generation or absorption of reactive power of the power plants shall be established in accordance with the steady-state electrical analyses carried out by the System Operator for the different demand conditions.

The planning of the expansion of the SEN is the responsibility of ICE, which must do so within a context of coordination with the System Operator and the distribution companies with short, medium, and long-term horizons (1, 5, and 10 years respectively), through flexible expansion plans that adapt to the changes determined by technical, economic, financial, and environmental conditions, complying with the quality, reliability, and operational security criteria established in this standard, in others issued by the Regulatory Authority, and in those of a regional nature.

To carry out the planning of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) concerning the transmission network, planning elements applied to the steady-state and transient analysis of the SEN shall be considered. ICE shall define reliability indices that allow measuring the quality and security of the SEN, and the necessary projects for their improvement shall be carried out. These studies shall be public in nature in accordance with the provisions of Article 178.

Additionally, a transmission network must be planned that is flexible, robust, and technologically and structurally adapted to incorporate the largest amount of generation from renewable energy sources and to have a backup transformation system in transmission and distribution substations, in such a way as to guarantee the satisfaction of demand.

Regarding the planning of the Sistema Eléctrico Nacional (SEN) concerning generation, the maximum utilization of renewable resources shall be considered, through a diversified energy matrix that fosters the satisfaction of energy demand independently of climatic seasonality, and at the minimum cost, within a plan with short, medium, and long-term horizons.

The incorporation and use of petroleum-derivative-based thermal generation must be the lowest possible, provided it allows minimizing the total cost of the generation system. These thermal units, whose total cost (operation and investment) is optimal for the energy matrix, shall be connected to a robust and flexible transmission system that allows the transport of lower-cost thermal generation to the load centers of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional, SEN).

The SEN shall be planned in such a way that, considering all stages of the electric industry (generation, transmission, and distribution), it is guaranteed that the voltage at the bars under normal operating conditions is within the normal variation range of 5%, in accordance with Article 6.

The SEN shall be planned and designed in such a way that, under normal conditions, the voltage waveform with respect to harmonic content and phase imbalances shall be governed by the following Table:

| --- | --- | | | | Similarly, the provisions of the most recent standards: IEEE-1547 "Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems" and IEEE-519 "Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems" must be considered.

The planning and design of the SEN shall be carried out in such a way that, under normal operating conditions, the voltage imbalance does not exceed 3% under no-load conditions.

The voltage imbalance is expressed in percentage terms, calculated as follows:

Where:

D = Percentage of imbalance (%) : Absolute value of the largest difference between any of the phase-to-phase voltage values and the average value of the phase-to-phase voltages.

Vprom = Average voltage of the three phase-to-phase voltages.

(As amended by Ordinary Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

The SEN must be planned and designed in an integrated manner (generation, transmission, and distribution), so as to guarantee compliance with the quality and security conditions established in Article 13. Additionally, it shall be required that:

a. Once a fault is cleared, the voltage shall not remain below 80% of the nominal value for more than 700 milliseconds.

b. Frequency values lower than 57.5 Hertz shall not occur during the transient regime.

c. No permanent overloads shall occur in lines or transformers.

(As amended by Ordinary Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

For the evaluation of the SEN's reliability, deterministic or probabilistic methods may be used at the discretion of the System Operator. Notwithstanding the foregoing, in the planning of any element of the SEN, the security criteria established in Article 13 must be considered.

Access to the SEN is free for any natural or legal person, provided that the interested party complies with the laws of the Republic of Costa Rica and with the regulations and technical standards issued by the Regulatory Authority and follows the procedures approved by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of this technical standard.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

In every request for connection to the SEN, ICE, the transmission company, or the distribution company, as applicable, must carry out technical and economic feasibility studies, which must be evaluated and approved by the System Operator, except for plants interconnected to the national distribution grid with capacities less than or equal to 1 MW.

If the connection is feasible, said companies must offer the interested party a connection point to the SEN, at the most adequate voltage level, which will generally be the busbar system of one of the existing substations in the SEN or the busbar system of a new substation that, according to the technical feasibility study, needs to be built.

In the case of distribution grids, direct interconnection to the grid will be permitted in exceptional cases, following a technical study demonstrating the circuit's capacity to convey the generated energy.

Likewise, the interested party may propose connection points to the SEN. For this purpose, all information used by ICE and the transmission and distribution companies to carry out the technical and economic feasibility studies for the connection request shall be of public access. Should the interested party disagree with the decision of the System Operator, ICE, the transmission company, or the distribution company, they may appeal to the Regulatory Authority to resolve the dispute.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The following obligations correspond to the System Operator, ICE, and the transmission and distribution companies:

a. Comply with the technical requirements established in this standard.

b. Carry out and communicate the results to the interested party, within a maximum period of 120 calendar days, of the connection request studies, including review and approval by the System Operator, as established in Article 30.

c. Formalize the "Connection Contract" (Contrato de Conexión) that regulates the technical, administrative, and commercial conditions of the connection.

d. Verify that the user complies with the "Connection Contract" (Contrato de Conexión).

e. Pay the System Operator the charges corresponding to the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority.

The following correspond to ICE, generation and distribution companies, high-voltage users, and subscriber-producers:

f. Pay the System Operator the charges corresponding to the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority. Generators with a capacity of less than 1 MW are exempt from this payment.

g. Maintain compliance with the technical requirements established in this standard.

h. Provide the System Operator with the information it requires in the exercise of its powers.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The following obligations are established for those interested in acquiring the status of high-voltage subscriber or generator, as applicable:

a. Pay ICE, the transmission company, or the distribution company the costs incurred for carrying out the studies resulting from the connection request.

b. Build their installation in compliance with the technical standards for design, construction, assembly, and equipment as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, the distribution companies, or any SEN user and approved by the Regulatory Authority.

c. Comply with the particular conditions for the connection established in the "Connection Contract" (Contrato de Conexión), prior to its signing.

The following obligations are established for high-voltage subscribers and users and generators, as applicable:

d. Pay the charges, where applicable, associated with the connection, use, and services of the transmission and distribution network, as established by the Regulatory Authority.

e. Maintain their installation in accordance with the technical standards for design, construction, assembly, and commissioning, as established by the standards proposed by the System Operator, ICE, the transmission companies, the distribution companies, or any SEN user and approved by the Regulatory Authority.

f. Operate and maintain their installations and equipment in accordance with the technical requirements established in this standard and those derived from it. The operation and maintenance of the connection may be carried out by ICE, the transmission company, the distribution company, the generator, the subscriber, or the user, as agreed in the connection contract, but in any case, it shall be done subject to the operation plan issued by ICE or the distribution company and approved by the System Operator.

g. Provide appropriate maintenance to the connection equipment and installations in such a way that the maximum availability of the connection is achieved.

h. Install, operate, and maintain protection, interruption, metering, telecommunications, fault recorder, supervision, and control equipment, according to the requirements of the transmission company, the distribution company, and the System Operator.

i. Maintain compliance with the particular conditions for the connection established in the "Connection Contract" (Contrato de Conexión).

j. Pay for the energy consumed at the connection point in accordance with the tariffs established by the Regulatory Authority for the voltage level of the connection and the consumption level.

k. Pay the System Operator the charges corresponding to the integrated control, supervision, and operation established by the Regulatory Authority. Generators with a capacity of less than 1 MW are exempt from this payment.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

If the connection is technically and economically viable, but ICE, the transmission company, or the distribution company does not possess the technical and financial resources to provide the connection point, the interested party may, using their own resources, execute the construction of the connection point, provided they comply with the requirements established by the transmission company, the distribution company, and the "Connection Contract" (Contrato de Conexión) (Chapter VII of this standard), and in accordance with subsection c) of Article 32 of this standard.

When the connection point requires the sectioning of one or more circuits of the transmission or distribution system, ICE, the transmission company, or the distribution company shall be responsible for the design and construction of the new lines (variants) and the corresponding switching modules at the connection point, in accordance with the provisions of this standard or regional regulations, as applicable. Ownership of the new lines and terminal modules (power equipment, control, protections, metering, recording, communications, and other equipment) shall belong to ICE, the transmission company, or the distribution company, regardless of whether or not said modules are located in substations owned by another party, in which case the interested party must manage the respective easement (servidumbre).

All applicable economic, technical, and legal obligations between the interested party and ICE, the transmission company, or the distribution company at the connection site shall be recorded in the "Connection Contract" (Contrato de Conexión), and the property limits of the equipment and the premises and their use permits shall be established, as well as the method for delimiting them. Ownership of the connection point, as well as of the new lines and terminal modules for connection to the SEN (power equipment, control, protections, metering, recording, communications, and other equipment), shall belong to ICE, the transmission company, or the distribution company.

Ownership of the equipment that allows the interested party access to the connection point offered by ICE, the transmission company, or the distribution company may belong to the interested party or the respective company. In the latter case, they shall be subject to connection charges, as established by the Regulatory Authority.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

For access to the National Electric System, the interested party must sign a "Connection Contract" (Contrato de Conexión) with ICE, the transmission company, or the distribution company, as applicable, which shall specify the technical, economic, financial, and legal conditions, which may not exceed the provisions of current regulations, under which the design, acquisition, construction, commissioning, and operation of the requested connection shall be governed. The text of the connection contract or agreement must be reviewed and endorsed by the System Operator within the period established in the procedures and protocols approved by the Regulatory Authority, in accordance with the provisions of Article 45 of this technical standard.

(As amended by Ordinary Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

The "Connection Contract" (Contrato de Conexión), for both new and existing connections, must include at least the following information:

a. Definition of the terminology used and the manner in which the contract should be interpreted.

b. Determination of the purpose and scope of the contract, including the obligations imposed on the System Operator, ICE, the transmission company, the distribution company, or the interested party.

c. Citation of the legislation that forms part of the contract and governs its interpretation and scope:

i. Laws 7593, 7200, 7508 and their reforms, and related regulations and laws.

ii. Current resolutions on connection charges and energy transport charges, in the transmission or distribution networks, as well as system operation charges corresponding to the System Operator, issued by the Regulatory Authority.

iii. Technical and economic standards issued by the Regulatory Authority.

iv. Technical standards proposed by the System Operator or ICE and approved by the Regulatory Authority.

v. Schedule for the design, acquisition, construction, and commissioning of the connection.

d. Charges for connection to the transmission or distribution network set by the Regulatory Authority i. Determination of the charges to be paid by the interested party, method of invoicing, and payment.

ii. Frequency of review of the charges.

iii. Information that the interested party must provide to the System Operator, ICE, the transmission company, or the distribution company so that they can calculate the corresponding charges and have them approved by the Regulatory Authority.

e. Charges corresponding to the integrated control, supervision, and operation of the SEN, set by the Regulatory Authority.

f. Description of the works and equipment that are part of the connection as well as the physical limits of the property:

i. Of the real estate.

ii. In the high, medium, and low voltage equipment.

iii. In the protection circuits.

iv. In the synchronization circuits.

v. In the control circuits.

vi. In the chronological event recorder and fault recorder equipment.

vii. In telecommunications and remote control.

viii. In the metering and remote metering circuits.

ix. In the fire suppression system.

x. Other aspects that are necessary to specify.

g. Of the transfer to ICE, the transmission company, or the distribution company of the tap lines and the connection point.

h. Assignment of responsibility and the technical conditions of operation and maintenance, preventive and corrective, to coordinate its execution in such a way that equipment and/or line unavailability times are reduced.

i. Rights and conditions for personnel access to the installations.

j. The services provided between the parties such as:

i. Operation.

ii. Maintenance.

iii. Communications.

iv. Auxiliary services.

v. Electricity supply for auxiliary services.

vi. Loan or lease of equipment.

vii. Supervision, metering, and information services.

k. The responsibilities for all services agreed between the parties.

l. Specification of the term of validity and grounds for termination of the contract.

m. The grounds for modifications and cancellations of the contract.

n. Civil liability insurance policies for damages resulting from deficiencies or operational failures in installations and equipment.

o. Technical requirements requested by the System Operator.

p. List of annexes containing the documents related to the contract.

q. Any other aspect that regulates the duties and rights of the parties.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The connection procedure begins with the connection request and ends with the commissioning of the connection, mediated by the signing of the "Connection Contract" (Contrato de Conexión), as an indispensable requirement for the putting into operation of the connection and commercial operation. The putting into operation of the connection must be approved by the System Operator after verification of the technical requirements of this standard and those indicated in the connection contract.

The System Operator, in coordination with ICE, the transmission company, or the distribution company, is responsible for establishing the procedure for the request, study, approval, construction, and commissioning of connections to the SEN. Said procedure must be submitted to the Regulatory Authority for its analysis and approval.

For those interested in connecting to the Regional Transmission Grid, both national and regional procedures and requirements must be met.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

In order to maximize the quality, continuity, reliability, and security of the electricity supply, the topological configuration of the National Electric System must be developed in an integral, orderly manner, in accordance with its own growth, the increase in energy and power demand, the technological requirements of the users, and in harmony with the environment, so as to ensure its operational flexibility and a simple structure, but adaptable to the current and future conditions of the country. In this sense, the ring configuration of the transmission network and the redundancy of supply to the main load centers must be promoted, provided that, in the latter case, the works have the technical and economic justifications.

This section presents the general technical requirements that must be met by all installations and equipment of ICE, transmission companies, generating companies, distribution companies, and high-voltage subscribers and users, in the interconnections to the SEN. The particular technical requirements for the connection of generating companies and distribution companies, and high-voltage subscribers or users are established in Articles 39 and 42, respectively.

A. Substations.

The configuration of a new substation or the connection to an existing substation must be such that, at a minimum, it allows maintenance of the interrupting equipment of any circuit in the substation without interrupting the continuity of energy flow for users, and allows property discrimination between ICE, the transmission company, the distribution company, and the user for operation and maintenance purposes.

Power circuit breakers, disconnect switches, grounding switches, power transformers, instrument transformers, reactors, lightning arresters, neutral equipment, capacitors, wave traps, telecommunications couplings, protections, analog and digital control and telecommunications, and the external insulation and insulation coordination requirements at the user - ICE or transmission company or distribution company connection site, must comply with the applicable standards at the time of their design.

a. Selection of the configuration.

The substation configuration must be selected ensuring that operational flexibility, security, reliability, and the existing availability in the SEN are maintained; therefore, the following must be complied with:

i. "Single Busbar" configuration shall not be permitted due to its low flexibility and reliability in the national transmission network. The "Single Busbar" configuration shall be subject, for service to distribution companies, to demonstrating load backup in case of contingency through interconnection with other substations in compliance with point iv below. Likewise, a single busbar configuration may be accepted when a single transmission line converges with a single generator at its end.

ii. In existing substations with a single busbar configuration, busbar selectioning must be included if the technical and economic studies justify it. In medium voltage busbars, aspects of user segmentation and quality conditions may be considered if the technical and economic studies justify it.

iii. In substations shared by ICE, the transmission company, or the distribution company and the user, preference shall be given to configurations that facilitate property and responsibility limits in operation and maintenance.

iv. The optimal configuration of the substation must be obtained from technical and economic studies that demonstrate the maximization of reliability and quality of service.

b. Location.

The best location must be selected considering, among others, the following aspects:

i. Availability of area.

ii. Future expansions.

iii. Energy exploitation potential of the zone.

iv. Accesses.

v. Need to build line variants.

vi. Topography and geological characteristics.

vii. Pollution.

viii. Environmental aspects.

c. Transmission Line for connection to the SEN.

For the reliability and security of the National Electric System, "T" connections are not permitted in the national transmission network.

d. Quality.

It must be guaranteed and verified with technical studies that the equipment connected to the SEN complies with the harmonic content requirements established in Article 25 and with those for phase imbalance and voltage fluctuations.

e. Voltage and frequency.

The voltage and frequency conditions established in Articles 6 and 5 of this standard, as applicable, must be met at the connection point.

f. Grounding system.

The connections to the SEN must have a grounding system in accordance with what is established by ICE or the distribution company, as applicable.

g. Voltage flicker. Voltage fluctuations at the connection point, with a variable load directly connected to the transmission system, must not exceed the values recommended by the most recent version of the IEEEP 1453 standard "IEEE Recommended Practice--Adoption of IEC 61000 4-15:2010, Electromagnetic compatibility (EMC)--Testing and measurement techniques--Flickermeter--Functional and design specifications". In case of exception, the application of the international standards: IEC-1000-3-7 "Electromagnetic compatibility (EMC). Limits Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems", and IEC-868 "Flickermeter. Functional and design specifications", in their most recent versions, must also be considered.

a. Interruption equipment Every connection between a Generator and the SEN must be through power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the connection point. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, ICE, the transmission company, or the distribution company shall provide the user, within a period not exceeding 120 calendar days, counted from the day following the formulation of the request and as part of the connection study (Article 30), the necessary information on short-circuit current values and the capacity of the power circuit breakers of the transmission or distribution system at the connection point.

b. Protection equipment The protections of the generation units and their connections to the transmission system must comply with the requirements that ICE or the transmission company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN due to faults in the circuits owned by the generators.

ICE or the transmission company and the System Operator shall provide the Generator with the clearing times for primary and backup protections for faults in the Generator's equipment directly connected to the transmission system and for faults in the equipment of ICE or the transmission company directly connected to the Generator's equipment, from the start of the fault until the arc extinction in the power circuit breaker. The System Operator shall specify, for non-conventional renewable generation plants larger than 1 MW, the minimum requirements needed to withstand voltage dips in the transmission network without their disconnection from the SEN, in order to guarantee the security and reliability of the National Electric System.

At the discretion of ICE and the System Operator, the Generator must provide a circuit breaker failure protection, which must order the tripping of all local or remote circuit breakers that guarantee the clearing of the fault within an adjustable time after the circuit breaker failure condition is detected.

Additionally, and always at the discretion of ICE or the transmission company and the System Operator, the Generator must provide the following protections that minimize the impact of faults on the SEN:

i. Pole slipping protection, which shall be required according to the SEN operating requirements.

ii. Overfrequency and underfrequency protection according to the limits specified in the operation plan and Article 12 of this standard.

The protection systems must have backup equipment to guarantee the integrity of the protection schemes and must be adequately coordinated, according to the requirements of ICE or the transmission company and the System Operator, and also installed by mutual agreement with ICE.

Likewise, the protections of the generation units and their connections to the distribution system must comply with the requirements that the distribution company and the System Operator establish to minimize the impact on the SEN and the distribution network due to faults in the circuits owned by the generators.

c. Commercial metering equipment The Generator must provide the necessary infrastructure and equipment at the connection point to convey the required information for power metering and recording, and quality, for tariff purposes, in accordance with the provisions of the technical standard AR-NT-SUMEL "Supervisión del uso, funcionamiento y control de medidores eléctricos" and the Regional Commercial Metering System, as applicable.

d. Telecommunications equipment To ensure correct operational control between the Generator and the System Operator, as recorded in the Connection Contract and at the discretion of the System Operator established in protocols approved by the Regulatory Authority, one or more of the following telecommunications services must be established:

i. Operational telephony service.

ii. Teleprotection.

iii. Emergency communication service (base station of the ICE mobile network, public switched network, cellular telephony) that provides backup in cases of operational telephony collapse.

iv. Telefax service.

In addition to the previous services and always at the discretion of the System Operator and ICE, the communications infrastructure must be provided to carry the information from the connection point to the following transmission network:

i. Data generated by the supervision and control equipment, pursuant to subsection f) of this article.

ii. Data from the fault recording equipment, pursuant to subsection e) of this article.

iii. Data from the commercial metering equipment, pursuant to subsection c) of this article.

e. Fault recording equipment The Generator must have a fault recording system that allows the System Operator to supervise the performance of the Generator's connection circuits to the SEN at the connection point. The technical requirements for the fault recording system shall be specified by the System Operator in coordination with ICE.

f. Supervision and control equipment The Generator must have the necessary infrastructure and equipment to transmit the information required for supervision and control by the System Operator.

(As amended by Regular Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

At a minimum, the following requirements are established:

a. Neutral grounding.

The grounding system for the turbine-generator unit and the high-voltage windings of each unit's transformer shall be established by ICE or the distribution company, through the requirements established and approved by the Regulatory Authority.

b. Frequency and voltage relays.

The generation units must have frequency relays with operating ranges that are within the limits stipulated in the SEN operational planning and in accordance with the provisions of articles 10 and 27.

c. Protection settings.

The setting of the protection system relays shall be coordinated (at the time of commissioning of the connection and in the future) with reference to the connection point, to ensure the rapid and selective disconnection of the equipment involved in a fault. For coordination with other network protections, the other types of relays (for example, overcurrent and their time settings, etc.) shall be used, as applicable. The protection settings must guarantee the selectivity, security, and reliability of the National Electric System.

The Generator shall carry out the protection coordination studies and shall submit them for approval by ICE or the distribution company and the System Operator. These settings may not be modified unilaterally by the Generator, by ICE, by the transmission company, or by the distribution company.

All Generators with generation units greater than 1 MW, at the request of the System Operator and under the conditions established by it and approved by the Regulatory Authority, must provide:

i. Voltage control and reactive power supply.

ii. Frequency control.

iii. Power stabilization.

iv. Start-up capability under total collapse conditions of the SEN (black start) v. Reactive power supplied by synchronous or static compensators.

vi. Spinning reserve.

vii. Cold reserve.

The prices and tariffs for the provision of these services shall be set by the Regulatory Authority in accordance with Ley 7593.

(As amended by Regular Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

Connection of distribution companies and high-voltage customers to the SEN a. Interruption equipment Any connection between a high-voltage customer and a distribution company and the SEN must be controlled by power circuit breakers capable of interrupting the maximum short-circuit current at the connection point. Through the studies indicated in Chapter III of this standard, ICE shall provide the distribution company and the high-voltage customer with the short-circuit current values and the interrupting capacity of the power circuit breakers of the transmission system, at existing and future connection points.

b. Protection equipment and scheme If the connection requires the construction of a new substation for the sectionalizing of ICE or transmission company lines, the protection systems to be installed must be technically compatible with the existing schemes at the remote ends of the sectionalized lines. The protection systems to be installed by the high-voltage customer or by the distribution company must conform to the requirements of the System Operator and ICE.

c. Telecommunications equipment The provisions of Article 39, subsection d, shall apply.

d. Metering equipment The technical requirements for the metering equipment shall conform to those established in the technical standard AR-NT-SUMEL, "Supervisión del uso, funcionamiento y control de medidores eléctricos" and to those established in the regional regulations.

e. Fault recording equipment The provisions of Article 39, subsection e) shall apply.

f. Supervision and control equipment The provisions of Article 39, subsection f) shall apply.

g. Protection settings Protection settings that affect the behavior of the transmission network must be carried out in an integrated manner by the System Operator and ICE or by the transmission company and communicated to the distribution companies or high-voltage customers. When necessary, the protection settings must be coordinated with reference to the connection point to ensure the rapid and selective disconnection of the equipment in fault. The System Operator, the transmission companies, the high-voltage customers, and the distribution companies must agree on the means, the periodicity, and the exchange of information necessary for the preparation of the protection coordination studies, through the procedures established by the System Operator and approved by the Regulatory Authority.

h. Work on protection equipment No protection system (except those with tripping associated with the high-voltage customers' or distribution companies' own equipment) may be intervened upon or altered by their personnel, without the consent of the transmission companies and the System Operator.

i. Neutral grounding The high-voltage customer or the distribution company shall implement the grounding systems for their installations in accordance with the guidelines established by ICE.

j. Frequency relays Each high-voltage customer or distribution company must have the infrastructure and equipment necessary for automatic low-frequency load disconnection in accordance with the provisions of Article 11.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

It is the responsibility of the System Operator, in coordination with the Ente Operador Regional (EOR), to maintain the quality of the SEN in terms of frequency and voltage within the limits established in this standard.

ICE, the transmission and distribution companies, as well as high-voltage customers or users, are responsible for maintaining quality in the waveform and voltage unbalance in accordance with the provisions of this standard.

The availability, continuity, and security of the SEN, for the sake of maintaining its optimal operation, ensuring the selectivity of the protection systems, and the security in the correct execution of maneuvers ordered by the System Operator, are the responsibility of the generators, transmission companies, distribution companies, and high-voltage customers or users.

(As amended by Resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

The System Operator, in coordination with ICE, the transmission companies, the generators, and the distribution companies, must, within one year from the entry into force of this standard, propose and keep updated the protocols and procedures established in this standard and those deemed necessary to equip, develop, and operate the SEN within the quality, security, and performance parameters established in this standard and in the regional regulations, and submit them for approval by the Regulatory Authority:

The protocols and procedures must be reviewed when circumstances warrant it. The changes must be approved by the Regulatory Authority, in accordance with the procedures established by it.

(As amended by Regular Session No. 24-2015 of June 4, 2015)

Identification, recording, and counting.

It is the responsibility of the System Operator, in coordination with ICE and every transmission company, to establish and maintain a system to identify, record, and count all events associated with the availability, loadability, failure regime, and operational security of its transmission network, including the cause(s) that gave rise to them.

It is the responsibility of the System Operator, in coordination with the transmission companies, to establish and maintain a computer system that integrates the information on the identification, recording, and counting of all events associated with the availability, loadability, failure regime, and operational security of the national transmission network. To this end, every transmission company or entity that owns an installation performing the transmission function is obliged to provide the System Operator with the necessary information in accordance with the procedures established by the latter and approved by the Regulatory Authority.

To identify the events associated with the national transmission network, the following shall be considered:

a. Own events: Associated with the own operability of the component of the transmission network.

b. Indirect events: Those produced in a component of the transmission network, as a consequence of an operative failure of another component of the transmission or distribution network, in particular, or as a consequence of the operability of the transmission network as a whole.

c. Scheduled events: Those planned by the electric company for activities of preventive maintenance, corrective maintenance, or for construction or improvement activities of the transmission network.

d. Forced events: Those unforeseen due to failures or operational security reasons not considered.

Unavailability shall be classified as follows:

• a)By duration.

Depending on the duration of the unavailability, these are classified as shown in Table No. 4:

Table No. 4 Classification of unavailability by duration

• b)By origin According to the origin of the unavailability, these are classified as shown in Table No. 5:

Table No. 5 Classification of unavailability by origin

Those unavailability events occurring as a consequence of indirect events shall be "indirect unavailability," and those occurring in the transmission network element itself shall be "own unavailability." The time periods during which one or more elements of the transmission network are out of service due to improvements arising from long-term planning shall not be considered for the calculation of unavailability.

For the recording and computation of the availability, loadability, and failure regime indicators, events caused by fortuitous event and force majeure that directly affect the element being evaluated (transmission line, substation, or transformation equipment, etc.) shall be excluded.

For the classification and determination of the different indicators, the following operating semesters are established:

a. Semester 1: From January 1 to June 30, with a duration of 4,344 hours in a non-leap year and 4,368 in a leap year.

b. Semester 2: From July 1 to December 31, with a duration of 4,416 hours in both a leap year and a non-leap year.

The availability indicators aim to evaluate, from a temporal point of view, the efficient use of the national transmission network. For their determination, all prolonged unavailability events shall be taken into account, whether own or indirect, forced or scheduled, as applicable, and they are those stipulated in Articles 53 through 59.

The indicator measures the half-yearly percentage of the total availability of the transmission line and is defined as:

Where:

HD = Number of available half-yearly hours of the transmission line.

HS = Number of hours in the corresponding semester.

The indicator shows the overall availability of the transmission lines and is defined as:

Where:

EXTLTi Extension of transmission line i in Km = HDi Number of available hours of the transmission line.

= HS Number of available hours in the corresponding semester.

= N Number of transmission lines that make up the national transmission network =

The indicator shows the percentage of half-yearly hours in which a transmission line was unavailable due to forced events, whether own or indirect, and is defined as:

Where:

HIDLF Total half-yearly hours in which the line was unavailable due to forced events, own or indirect.

= HS Number of hours in the corresponding semester.

=

The indicator shows the percentage of hours that a transmission line was unavailable due to own events, whether forced or scheduled, and is defined by:

Where:

HIDLP Total half-yearly hours in which the line was unavailable due to own events, whether forced or scheduled.

= HS Number of hours in the corresponding semester.

=

This indicator expresses the percentage of half-yearly hours in which a transmission line was unavailable as a consequence of indirect events, whether scheduled or forced, and is defined by:

Where:

HIDLI Total half-yearly hours in which the line was unavailable due to indirect events, whether forced or scheduled.

= HS Number of hours in the corresponding semester.

=

This indicator measures the half-yearly frequency with which unavailability occurs on a transmission line, whether forced or scheduled, own or indirect.

FRIDI Where:

FRIDI Total number of half-yearly unavailability events of a transmission line.

=

Measures the frequency with which a transmission line is unavailable due to forced outages, whether own or indirect.

FRIDF Where:

FRIDIF Total number of half-yearly forced unavailability events of a transmission line.

=

The loadability indicators measure the performance in the utilization of the transport capacity of the national transmission system and also provide information related to its comprehensive planning, and are those stipulated in Articles 61 through 69.

The half-yearly maximum transportable energy of a transmission line corresponds to 85% of its nominal thermal capacity, multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:

EMAXTR = 0.85 * CTNL * HS (MVA-Hours) Where:

CTNL Nominal thermal capacity of the transmission line in MVA.

= HS Number of hours in the corresponding semester.

= For the purposes of this calculation, the nominal thermal capacity shall be taken as the maximum power that produces a sag such that the minimum clearances permitted for the transmission line are not exceeded.

This indicator reflects the utilization of a transmission line in relation to its maximum energy transport capacity and is defined by:

Where:

ESGE Half-yearly energy transported by the transmission line.

= EMAXTR Maximum transportable half-yearly energy.

=

This indicator measures the relative percentage of energy not transported by a transmission line, due to operational security restrictions, with respect to the maximum transportable energy and the half-yearly energy transported. It is defined as:

Where:

EGRESTOP Half-yearly energy transported by a transmission line operating under restrictive conditions due to operational security.

= EMAXTR Maximum transportable half-yearly energy by the transmission line.

= ESGE Half-yearly energy transported by the transmission line.

=

The half-yearly maximum transformable energy of a substation corresponds to 120% of the sum of the nominal thermal capacities of the transformers of the substation, minus the nominal thermal capacity of the transformer with the highest capacity, multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:

Where:

CTi Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.

= CTM Nominal thermal capacity of the transformer with the highest capacity in the substation, in MVA.

= HS Number of hours in the corresponding semester.

= N Number of power transformers that make up the substation.

= For the calculation of this index, the transformation capacity for energy transport purposes shall be taken into account, without considering the transformation associated with the distribution activity, unless generation is being injected through a distribution circuit.

This indicator reflects the utilization of a substation with respect to its maximum energy transport capacity and is defined by:

Where:

ESTR Half-yearly energy transported by the substation.

= EMAXSUB Maximum transportable half-yearly energy by the substation.

=

Reflects the utilization of a substation with respect to its maximum transportable power and is defined by:

Where:

DEMAXSUB Maximum half-yearly demand required of the substation, over a 10-minute integration period.

= CAPMAXSUB Maximum capacity of the substation, equal to 85% of the sum of the nominal thermal capacities of the transformers minus the nominal thermal capacity of the transformer with the highest capacity.

= Where:

CTi Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.

= CTM Nominal thermal capacity of the transformer with the highest capacity in the substation, in MVA.

= N Number of power transformers in the substation.

=

Reflects the utilization of a transmission line with respect to its maximum transportable power and is defined by:

Where:

DEMAXILT Maximum half-yearly demand recorded for the transmission line over a 10-minute integration period.

= CTNL Nominal thermal capacity of the transmission line in MVA.

=

The indicator shows the number of times in a semester that the transmission line operated under restrictive conditions, whether due to forced own or indirect events, and is defined by:

TOPREST Where:

TOPREST Number of occasions during the semester in which a line operated under restrictive conditions.

=

This indicator shows the average duration in which a transmission line operates under restrictive conditions and is defined by:

Where:

DOPRESTLi Duration in minutes of restrictive operation of the transmission line = i.

NOP Number of restrictive operations in the evaluated semester.

= N Number of transmission lines that make up the national transmission network.

=

These indicators show the number of failures occurring on a transmission line or in the different elements of a substation. For their determination, failures that cause prolonged unavailability shall be considered, and they are those stipulated in Articles 71 through 76.

The indicator shows the number of half-yearly own failures per 100 km of line and is defined by:

Where:

NFLTPi Number of half-yearly failures of transmission line i, due to own events.

= EXTLTi Extension of transmission line i in Km.

= N Number of transmission lines that make up the national transmission network.

=

The indicator reflects the number of half-yearly indirect failures per 100 km of line and is defined by:

Where:

NFLTi Number of half-yearly failures of transmission line i, due to indirect events.

= EXTLTi Extension of transmission line i in Km.

= N Number of transmission lines that make up the national transmission network.

=

The indicator shows the half-yearly failure power per 100 MVA of installed capacity and is defined by:

Where:

PFTPi Failure (interrupted) power in power transformer i, in MVA.

= CTi Nominal thermal capacity of transformer i, in MVA.

= N Number of power transformers that make up the national transmission network.

=

This indicator shows the average duration of failures, during a semester, of the transmission lines and is defined by:

Where:

DFLTi,j Duration in minutes of failure i, on transmission line j.

= K Number of total failures in the evaluated semester.

= N Number of transmission lines that make up the national transmission network.

=

The indicator shows the average duration of failures, in a semester, of the transformers that make up the national transmission network and is defined by:

Where:

DFTi,j Duration in minutes of failure i, in transformation equipment j.

= N Number of total failures in the evaluated semester.

= T = Number of transformers that make up the national transmission network.

The availability, loadability, and failure indicators must fall within the permissible ranges that the Regulatory Authority establishes in due course, following a public hearing in accordance with the provisions of Articles 25 and 36, subsection c) of Ley 7593.

Identification, recording, and counting.

It is the responsibility of the System Operator, in coordination with ICE and every generating company, to establish and maintain a system to identify, record, and count all events associated with the operative states, availability, loadability, failure regime, and operational security of their generating plants with a capacity equal to or greater than 5 MW.

It is the responsibility of the System Operator, in coordination with ICE, the distribution companies with self-generation, and the generating companies, to establish and maintain an information system that integrates the data on the identification, recording, and accounting of all events associated with the operative states, daily pre-dispatch, availability, maintenance programs, loadability, failure regime, and operational security of the national generation park. To this end, ICE, the generating companies under the coverage of Leyes 7200, 7508, and 8345, and the distribution companies with self-generation, are obliged to provide the System Operator with the necessary information, from their generating plants with an installed capacity equal to or greater than 5 MW, in accordance with the procedures established by the latter and approved by the Regulatory Authority, within a period no greater than six months after the entry into force of this technical standard.

For the above, the generators must install, in their generating plants, a telecontrol link with the SCADA/EMS system of the System Operator to transmit data in real time. Companies with several generating plants may centralize and remotely channel the information from all their plants through their own Control Center, from which they shall transmit it to the System Operator, provided that there is compatibility of the communication protocols and the System Operator accepts this type of implementation.

The telecontrol link must comply with the requirements established by the System Operator in coordination with ICE, in accordance with the provisions of Article 39, subsections d and f.

To identify the events associated with the national generation park, the following shall be considered:

a. Own events: Associated with the own operability of the plant or generation unit.

b. Indirect events: Those produced in a plant or generation unit, as a consequence of an operative failure of another component of the National Electric System (plant generation, transmission network, or distribution network), in particular, or as a consequence of the operability of the National Electric System as a whole.

c. Scheduled events: Those planned by the generating company for preventive maintenance, corrective maintenance, or for construction or improvement activities of the plant or generation unit, complying with the deadlines established by the System Operator for requesting scheduled unavailability.

d. Forced events: Those unforeseen due to failures, operational security reasons not previously considered, and scheduled maintenance not completed on time.

Unavailability shall be classified as follows:

• a)By duration According to their duration, unavailability events are classified as shown in Table No. 6:
• b)By origin Based on their origin, unavailabilities are classified as shown in Table No. 7:

Table No. 6 Classification of unavailabilities by their duration

Table No. 7 Classification of unavailabilities by their origin

"Indirect unavailabilities" shall be those occurring as a consequence of indirect events, and "own unavailabilities" shall be those occurring in the generation unit or plant itself.

According to its operating conditions, a generation station or generation unit may be in one of the states indicated in Table No. 8.

Table No. 8 States of generation plants

For the classification and determination of the different indicators, the following operating semesters are established:

a. Semester 1: From January 1st to June 30th, with a duration of 4344 hours in a non-leap year and 4368 hours in a leap year.

b. Semester 2: From July 1st to December 31st, with a duration of 4416 hours in both a leap year and a non-leap year.

The purpose of the availability indicators is to evaluate, from a temporal point of view, the efficient utilization of the national generation fleet. For their determination, all prolonged unavailabilities shall be considered, whether own or indirect, forced or scheduled, as applicable.

Shows the overall availability of a generation plant in a semester and is defined as:

Where:

HDUGi = Number of available semester hours of generation unit i.

HS = Number of hours in the semester, as applicable.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Indicates the overall forced unavailability of a generation plant in a semester due to forced events, whether these are own or indirect, and is defined as:

Where:

HINDFUGi= Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to forced events, own or indirect.

HS....

= Number of hours in the semester, as applicable.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Indicates the overall semester unavailability of a generation plant due to own-forced events and is defined by:

Where:

HINDPFUGi= Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to own-forced events.

HS = Number of hours in the semester, as applicable.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Shows the overall semester unavailability of a generation plant due to own-scheduled events and is defined by:

Where:

HINDPPRUGi= Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to own-scheduled events.

HS = Number of hours in the semester, as applicable.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Where:

HINDIFUGi= Total semester hours in which generation unit i was unavailable due to indirect forced events.

HS Number of hours in the semester, as applicable.

= N = Number of generation units that make up the generation plant.

Shows the overall semester power available with respect to the nominal power of a generation plant and is defined by.

Where:

HDUGi= Total semester hours in which generation unit i was available.

HS = Number of hours in the semester, as applicable.

PNUGi= Nominal power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Indicates the average percentage of hours the units of a generation plant were in maintenance:

Where:

HNDUGi= Unavailable semester hours of generation unit i HS Hours of the applicable semester = N Number of generation units of the plant =

Where:

PMCUGi= Scheduled maintenance program completed, in time and deadline, in generation unit i.

PMPUGi= Scheduled maintenance program of generation unit i.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Shows the temporal compliance with scheduled maintenance programs and is defined by:

Where:

HMPUGi= Scheduled semester maintenance hours of generation unit i.

HMEUGi= Effective semester maintenance hours performed on generation unit i.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

Shows the average temporal compliance with scheduled maintenance programs and is defined by:

Where:

HMPUGi= Scheduled semester maintenance hours of generation unit i.

HMEUGi= Effective semester maintenance hours performed on generation unit i.

NUM = Number of units in maintenance N = Number of generation units that make up the generation plant.

Where:

HMUGi= Semester hours that generation unit i was in maintenance HS = hours of the applicable semester N= number of generation units of the plant

This indicator shows the percentage of semester hours that units were operating, on average, in a restrictive condition Where:

HPRUGi = Semester hours that generation unit i had restricted power HS = Hours of the applicable semester N = Number of generation units of the plant

The loadability indicators measure the performance in the utilization of the production capacity of the generation fleet and are those stipulated in Articles 97 to 110.

The Nominal power of a generation plant is the sum of the nominal powers that each generating unit can supply and is defined by:

Where:

PNUGi= Nominal power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

In the months of January and July of each year, the generation companies must submit to the Regulatory Authority and the System Operator their projections of maximum power, estimated and contracted average power and energy (in the case of purchase-sale contracts between private generators and the companies) of their generation stations, for each month of the immediately following semester as applicable.

The maximum power of a generation plant (PTMXPG) shall correspond to its nominal power (PNPG).

The estimated average power of a generation station corresponds to the power that the electric companies (ICE, CNFL, JASEC, ESPH, and Rural Electrification Cooperatives), based on statistical criteria of the availability of the primary energy resource, estimate they will maintain on average (based on the estimated energy), in their generation stations, during the following semester, and is defined by:

Where:

PMEUGi= Estimated average power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

The estimated maximum energy of a generation station corresponds to the estimated average power multiplied by the semester hours and is defined by:

Where:

PMEUGi= Estimated average power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

HS = Number of semester hours.

The maximum contracted power of a generation station corresponds to the maximum power specified in the contracts signed between private generators and electric companies and is defined by:

Where:

PCUGi = Maximum contracted power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

The maximum contracted energy of a generation plant corresponds to the maximum contracted power multiplied by the semester hours and is defined by:

Where:

PCUGi = Maximum contracted power of generation unit i in MW.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

HS = Number of semester hours.

The maximum generable semester energy of a generation plant corresponds to the maximum power of the plant multiplied by the total hours of the semester, and is defined by:

Where:

PNUGi = Nominal power of generation unit i in MW.

HS = Number of hours in the semester, as applicable.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

The actual energy generated by a plant corresponds to the sum of the actual energy generated by each generation unit in the semester and is defined by:

Where:

ERGUGi= Actual semester energy produced by unit i in MWh.

N = Number of generation units that make up the generation plant.

This indicator reflects the utilization of a generation plant in relation to its maximum generable energy and is defined by:

Where:

ERGPG = Semester energy produced by the generation plant in MWh.

EMAXG = Maximum generable semester energy by the generation plant in MWh.

This indicator reflects the deviation of the plant factor of a generation station in relation to the contracted or estimated load factor and is defined by:

Where:

EMAX = Estimated (EMEPG) or contracted (EMCPG) maximum energy of the generation plant.

EMAXG= Maximum generable semester energy by the generation plant in MWh.

This indicator measures the relative percentage of energy not generated by a generation plant, due to restrictions for operational security, with respect to the maximum contracted or estimated energy and the actual semester energy generated. It is defined as:

Where:

ENG Energy not generated due to operational security conditions.

RES TSE G= EMA Maximum semester contracted energy (EMCPG) or estimated energy (EMEPG) of the generation plant.

X = ERG Actual energy generated in the semester by the generation plant.

PG =

This indicator shows the percentage of deviation of the average power generated in the semester with respect to the maximum contracted or estimated power. It is defined by:

Where:

PMGPG= Average semester power generated by the generation plant.

PMAX = Maximum contracted power (PMCPG) or estimated average power (PMEPG) of the generation plant.

The average semester power generated by a plant is the average value of the hourly average power recorded in the semester, during the operating hours of the plant.

This indicator shows the percentage of restriction of the power of a generation plant with respect to the maximum contracted power or estimated average power. It is defined by:

Where:

PMINREST= Minimum operating power due to semester restrictive condition of the plant PMPG = Maximum contracted power (PMCPG) or estimated average power (PMEPG) of the generation plant.

These indicators show the frequency and duration of the operating conditions of a generation plant and are those stipulated in Articles 112 to 117.

The indicator shows the number of times in a semester that a plant operates in a restrictive condition due to operational security. It is defined by:

TOPRESPG Where:

TOPRESPG= Number of occasions on which a plant operated in a restrictive condition during the study semester, whether for one or several units or because, for security reasons, it could not dispatch the entirety of its available capacity.

This indicator expresses the average duration in which a generation plant operated during a semester in a restrictive condition due to operational security. It is defined by:

Where:

DOPRESPGi Duration in minutes of occasion i in which the plant operated in a restrictive condition due to operational security.

= TOPRESPG Number of occasions on which the generation plant operated in a restrictive condition during the semester.

=

The indicator reflects the number of hours (or minutes) in a semester in which the station was in a cold reserve condition. It is defined by:

Where:

T Duration in minutes of occasion i in which the plant was in a cold reserve condition.

O P R S F U G i = N Number of occasions on which the generation plant was in a cold reserve condition during the semester = .

This indicator shows the average duration in which a generation plant was in a cold reserve condition. It is defined by:

Where:

DOPRSVPGi= Duration in minutes of occasion i in which the plant operated in a cold reserve condition.

TOPRSVPG Semester number of occasions on which the generation plant was or operated (partially) in cold reserve, whether one or more units in a cold reserve condition.

=

Indicates the percentage of compliance in taking up load within 10 minutes by a generation plant.

Where:

PTDC = Percentage of time to take up load.

TTDC = Time it takes to reach full load.

Where:

PORFi= Power of the station that was in cold reserve during occasion i.

DORFi= Duration in minutes that the power PORFi was in cold reserve on occasion i.

N = Semester number of occasions on which the generation plant operated in a cold reserve condition.

The daily dispatch indicators pertain to the compliance with the pre-dispatch of the plants of the national generation fleet. These are indicators calculated daily and are those stipulated in Articles 119 and 120.

Measures the compliance with the hourly pre-dispatch of each plant in the national generation fleet. It is defined by:

Where:

EPHUGi = Scheduled hourly energy of generation unit i.

EDHUGi = Dispatched hourly energy of generation unit i.

EPHUGi,j= Scheduled hourly energy of generation unit i in hour j.

i = 1, 2,3,.., N.

N = Number of units of the generation plant.

j = 1, 2, 3,..,24.

ENGRESTSEG= Energy not generated due to operational security conditions.

Shows the daily net deviation from the scheduled average hourly energy of a generation plant. It is defined by:

The availability, loadability, and failure indicators of the national generation fleet must fall within the permissible ranges that the Regulatory Authority establishes for such purposes in due course.

The calculation of the indicators established in this technical standard shall be performed based on the energy and power records from the measurement systems installed for each generation unit in the local control panels of the generation plants.

(Thus reformed the name of the previous chapter by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The producer-consumer with a distributed generation system for self-consumption with renewable sources, not interconnected to the distribution grid, shall not be subject to the regulation issued by the Regulatory Authority of Public Services.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources interconnected to the grid shall be developed and operated under the following modalities:

a. Simple net: alternative for subscribers to generate electricity through renewable sources for the purpose of meeting their needs, operating in parallel with the electrical distribution grid, under the concept of energy deposit and return.

b. Complete net (sale of surpluses): alternative for subscribers to generate electricity through renewable sources for the purpose of meeting their needs, operating in parallel with the electrical distribution grid, under the concept of sale of energy surpluses.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources, using the simple net metering contractual model, is not a public service; consequently, it shall not be subject to the regulation of the Regulatory Authority of Public Services. Said activity shall be governed by what the Ministry of Environment and Energy establishes for such purposes as the governing body in the matter. Notwithstanding the foregoing, regarding its interaction with the distribution grid, it shall be subject to the regulation issued by the Regulatory Authority in this matter.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The activity of distributed generation for self-consumption with renewable sources, using the complete net metering contractual model (sale of surpluses), is a public service and shall be governed by the provisions of Law 7200, Law 7593 and their reforms; as well as the technical norms and regulations, tariff methodologies, and tariffs set for such purposes by the Regulatory Authority of Public Services. Likewise, in what is applicable to it, it shall be governed by what is established for such purposes by the Ministry of Environment and Energy.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

The relations between distribution companies and producer-consumers with a distributed generation system for self-consumption with renewable sources, interconnected to the distribution grid, using the simple net metering contractual model, shall be governed by the interconnection contract established by the MINAE, respecting for this the regulation established by the Regulatory Authority of Public Services in relation to its competencies.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

It is the responsibility of the distribution companies and the producer-consumer with a distributed generation system for self-consumption with renewable sources, interconnected to the distribution grid, using the simple net metering contractual model, to comply with the quality criteria, in accordance with the technical norms and regulations established by the Regulatory Authority of Public Services in what corresponds.

(Thus reformed by resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer")

All distribution companies, private generators, and subscribers or users, except for the exceptions established in Article 172 of this standard, are obligated to participate in electrical rationing according to the nature of their function within the National Electrical System.

(Through resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer", numerals 129 to 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles starting from chapter XIII was run, by which Article 160 became 129)

It is the responsibility of the System Operator to ensure the proper participation of companies and subscriber-users in scheduled rationing, in accordance with the specific characteristics of each electric company and subscriber-users, in terms of power and energy demand and use thereof.

(Through resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer", numerals 129 to 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles starting from chapter XIII was run, by which Article 161 became 130)

The System Operator is responsible for establishing coordination mechanisms with the electric distribution companies and with private generators to establish the rationing schedule.

Consequently, the distribution companies and ICE-Distribution are responsible for establishing appropriate coordination mechanisms with their clients regarding rationing.

(Through resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer", numerals 129 to 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles starting from chapter XIII was run, by which Article 162 became 131)

It is the responsibility of the companies to faithfully comply with the rationing previously scheduled by the System Operator, in adherence to this technical standard.

(Through resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer", numerals 129 to 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles starting from chapter XIII was run, by which Article 163 became 132)

Except in cases of force majeure or Act of God, private generators and distribution companies shall maintain their generation plants in optimal operating condition, in accordance with the capacity levels of the existing primary source at the time.

The System Operator must maintain constant, real-time monitoring of reservoirs and flow rates, as well as establish projections of the available levels, according to trends and contributions in line with existing hydrological conditions. Equal monitoring must be maintained over any other available primary energy resource.

The Regulatory Authority may, directly or through third parties, verify the degree of availability of the plants that make up the National Electrical System.

(Through resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer", numerals 129 to 159 were repealed, and the numbering of the remaining articles starting from chapter XIII was run, by which Article 164 became 133)

It is the responsibility of the System Operator, in accordance with the corresponding technical studies, to establish the magnitude of the power and energy deficit of the National Electrical System and determine the corresponding rationing regarding its magnitude and duration. In accordance with the provisions of Article 9, the System Operator, as the entity responsible for the operation of the SEN, is responsible for determining the need for rationing in the national electrical system, in accordance with the following:

a. In cases where, in accordance with the medium-term operational planning, it is determined that the delayed entry into operation of one or several generation plants prevents meeting the total national demand for electric energy, the System Operator must report this six months in advance of the date on which rationing is potentially expected to begin. This condition shall be considered a rationing alert and shall not necessarily mean that it will be implemented, as it will depend on the emergency actions taken to avoid it. If, at the end of said period, it is determined that rationing is an unavoidable condition, the System Operator must report the anticipated rationing date 15 calendar days before it begins.

b. A second possibility of rationing shall occur when the system exhibits a situation of insufficient generation resources derived from extreme weather conditions or situations of fortuitous events or force majeure, both in the state of the generation fleet and in fuel inventories, in which case the System Operator must issue a rationing alert when the reservoirs with a security reserve reach an autonomy of 10 calendar days. If this autonomy reaches 5 calendar days, the rationing execution order must be issued, the start of which shall be 5 calendar days after the execution order.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 165 became Article 134)

The System Operator, in coordination with the ICE and the transmission companies and by means of the pertinent studies, shall schedule, coordinate, and supervise electric rationing, and shall take the pertinent actions so that the magnitude, frequency, duration, and topologic distribution of the rationing do not subject the operation of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) to conditions that endanger its security and stability. In that sense, the criterion of safe and reliable operation must prevail over the magnitude of the rationing.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 166 became Article 135)

The distribution companies must provide the System Operator with information on their load profiles and energy and power demand projections, as well as any other technical information necessary for the proper coordination of rationing. Likewise, they must supply all information required in the phase before, during, and after a rationing period.

The System Operator must have the established rationing strategies on a permanent basis, and for this purpose, the distribution companies must update the rationing programs annually under the terms and conditions requested by the System Operator. This request shall be sent by the System Operator during the month of November of each year and must be accompanied by the rationing guidelines established for the following year. It is the obligation of the distribution companies to send the requested updates before December 15 of each year.

It is the obligation of the distribution companies to comply with the formats and deadlines established in this regard by the System Operator and approved by the Regulatory Authority.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 167 became Article 136)

It is the responsibility and discretionary power of the distribution companies, in accordance with what the System Operator indicates to that effect, to schedule rationing according to the distribution topology in their concession area.

The discretionary power of the distribution companies includes the selection of feeders or subscriber-users, in accordance with the impact that the rationing causes them in terms of duration and frequency, except for expressed requirement by the System Operator due to security and stability conditions of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).

The participation of each distribution company in the rationing programs, in terms of magnitude and duration, shall be established in accordance with the provisions of Article 165(*).

(*)(Understood as Article 134)

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 168 became Article 137)

Rationing must be quantified and scheduled under the following principles:

. Maximization of the use of non-polluting primary energy sources.

. Minimization of the duration and frequency of rationing.

. Security and reliability of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).

. Minimization of nighttime rationing in terms of its duration and frequency.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 169 became Article 138)

During rationing, the quality and frequency conditions of the supply voltage, established in standard AR-NT-SUCAL "Supervision of the quality of the electric supply in low and medium voltage," shall apply in their entirety, so the distribution companies shall take the pertinent measures such that the topologic distribution of the rationing does not interfere with the quality of the supply voltage.

(Thus amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 170 became Article 139)

Once the distribution companies have established their own rationing program, in accordance with the strategy that the System Operator has established according to the different rationing scenarios, they must send said programs to the System Operator to submit them for verification against the comprehensive rationing strategy, in terms of magnitude and duration. The System Operator shall report on the result of said verification and indicate the adjustments that must be made.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 171 became Article 140)

The distribution companies must program, dimension, and distribute rationing in time and space in such a way that: they minimally affect the life, health, security, and communications of the inhabitants of the Republic, the socio-economic development of the country, and have a minimal incidence on the general well-being of the country's population. Regarding their frequency, duration, and schedule, the following criteria must be taken into consideration, when technical and topologic conditions permit:

a. Rationing schedules.

Rationing shall be established in schedules covering from 05:00 hours to 22:00 hours each day, except for extreme conditions that require extending the time range.

b. Rationing during weekends.

If possible, rationing shall not be scheduled on Sundays. Therefore, it shall be carried out from Monday through Saturday, during the hours established in subsection a) of this article.

c. In hospitals and clinics.

The feeders, circuits, branch lines, etc., that supply electric energy to hospitals and clinics where emergencies are attended or where intensive care and life support units exist are uninterruptible, except in cases where the distribution companies establish agreements with medical centers that have backup electric generation plants, or alternatively, rationing schedules are negotiated for the convenience of the medical center, without affecting human health.

d. In radio and communication stations.

Whenever topologic and equipment characteristics permit, the feeders, circuits, branch lines, etc., that supply electric energy to radio and communication stations related to the coordination of public security and emergency response at the national level are uninterruptible.

e. In drinking water pumping systems.

The feeders, circuits, or branch lines that exclusively supply electric energy to drinking water pumping systems are uninterruptible.

Drinking water pumping systems supplied with electric energy through the general distribution network shall be uninterruptible, as long as the topology and equipment of the network allow it and without affecting compliance with the rationing programs.

The distribution companies have the power to establish agreements with the Costa Rican Institute of Aqueducts and Sewers (Instituto Costarricense de Acueductos y Alcantarillados), municipalities, and rural aqueducts for possible rationing schemes based on the operation of the pumping systems.

f. In fuel pumping systems.

The electric supply to the pumping stations that the Costa Rican Petroleum Refinery (Refinadora Costarricense de Petróleo) owns for the national fuel supply is considered a priority. A possible impact shall be based on the proper coordination that the distribution companies must carry out with the Refinadora Costarricense de Petróleo S.A., contemplating operation schemes for the pumping stations, as well as those that have backup electric generation plants.

g. In the Industrial sector.

Whenever the energy and power deficit is feasible to entirely offset with residential load, the feeders, circuits, or branch lines supplying electric energy to goods and services-producing industries shall be uninterruptible.

h. Highway lighting.

When nighttime rationing is required, whenever feasible, the feeders, circuits, or branch lines for the exclusive use of lighting on highways, intersections, and high-vehicle-traffic roads shall be uninterruptible.

i. Metropolitan area.

As much as possible, the selection of feeders, circuits, and branch lines to participate in rationing shall be made trying to minimize the impact on areas with the highest population concentration.

j. Areas of economic concentration.

Within the discretionary power of the electric companies in the selection, frequency, and duration of rationing within their concession area, the energy supply to areas where the productive and commercial economic activity of the region served by the distribution company is concentrated shall be a priority.

k. Private generation.

The feeders, circuits, or branch lines into which energy is injected into the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) by Private Generators and electric distribution companies are uninterruptible, provided there is a positive injection differential greater than the energy withdrawal.

l. Airports and ports.

The feeders, circuits, or branch lines that exclusively provide electric service to international airports and ports are uninterruptible.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 1172 became Article 141)

Own measures. The users and subscribers shall be responsible for taking the precautions they consider pertinent, to the extent that duly programmed and reported energy rationing affects them.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 173 became Article 142)

During the rationing period, the System Operator must report weekly to the Regulatory Authority on the availability of all plants that make up the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional), indicating the causes of any unavailability that may occur.

Likewise, it must present a balance of the programmed generation versus the actual generation, with the proper explanation of deviations, as well as any changes in the projections that may arise.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 174 became Article 143)

On a biweekly basis, the distribution companies shall provide a report on the rationing programmed and requested by the System Operator versus that which was executed, with the proper justification for the discrepancies or changes.

They must also present a statistical table showing information related to the number of users affected by the rationing, the average interruption time experienced by the affected subscribers, the energy not sold with the proper economic valuation, as well as any significant incident occurring in their networks during the rationing that the Regulatory Authority should know about.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 175 became Article 144)

The distribution companies must inform their subscribers and users, through the newspapers with the largest national or regional circulation, radio, and television, about the duration, frequency, and location of the rationing scheduled in their distribution area, at least eight calendar days in advance.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 176 became Article 145)

Any user of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) who disagrees with the interpretation and application of this standard may request clarification from the Regulatory Authority, which shall resolve the matter consulted.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 177 became Article 146)

Every operational planning or expansion study of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) shall be of a public nature for any user of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional). The databases for the operational planning and expansion studies of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) are also of a public nature.

(Thus amended by ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 178 became Article 147)

Every six months, the System Operator must remit to the Regulatory Authority, on the dates and by the means that the latter communicates in due time, the values of the performance indicators for the national transmission network and the national generation fleet, with the corresponding analysis based on the principles of reliability, stability, and selectivity established in Article 15 of the Sectoral Regulation of Electric Services (Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos) (Executive Decree No. 29847-MP-MINAE-MEIC).

A six-month period, counted from the effective date of this standard, is established for the System Operator to develop the computer processes and coordination with the users of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) for calculating the indicators established in this standard.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 179 became Article 148)

Sanctions for non-compliance with the aspects covered by this technical standard shall be applied in accordance with the provisions of Law 7593 and related laws.

Users of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) who commit the following shall be subject to fines:

a. Fail to provide the ancillary services defined in Article 41 of this standard, and in general, perform or omit actions that threaten the quality, reliability, security, and performance of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).

b. Fail to comply with the operational scheduling and instructions given by the System Operator without justified cause, including failure to comply with the programmed entry and withdrawal of installations and failure to notify changes in the status of equipment.

c. Refuse, resist, or lack cooperation in delivering to the System Operator the technical information necessary for the safe, reliable, and quality operation of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional).

d. Declare non-existent unavailability that endangers the operational security of the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional) or negatively influences the optimal economic satisfaction of the national demand.

e. Fail to comply with the requirements established by the System Operator, the ICE, the transmission companies, the ICE, and the distribution companies.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 180 became Article 149)

This provision shall take effect upon its publication in the official gazette.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 181 became Article 150)

Standard AR-NT-GT "Quality of Electric Energy Generation and Transmission Service" is hereby repealed, as promulgated by resolution RRG-2439-2001 of December 21, 2001.

Let it be published in the Official Gazette.

(By means of resolution RJD-030 of February 18, 2016, "Methodology for Setting the Access Tariff to Distribution Networks by the Producer-Consumer" (Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor), numerals 129 through 159 were repealed and the numbering of the remaining articles from Chapter XIII onward was advanced, such that Article 182 became Article 151)

a. The unavailability of components due to scheduled maintenance is not considered a contingency. The Security Criteria must be met during scheduled maintenance, which includes compliance with all categories of table No. 2.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

b. The Security Criteria do not necessarily have to be met for radial portions of the system, if they do not represent a safety hazard for the electrical system (they must not cause partial or total outages or cascading disconnections).

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

c. In the radial portions of the SEN that remain as a consequence of a contingency or due to scheduled unavailability, it will be accepted that the final voltage levels are lower than those indicated in table No. 2 provided there are no customers connected to those nodes and it does not represent a safety hazard for the electrical system.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

d. Those events that cause the disconnection of a component, which in turn causes the disconnection of other components that are radially connected to the first, are not considered category C or D contingencies. This type of contingency corresponds to category B.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

e. The load limit or continuous thermal limit corresponds to the magnitude of current with which the SEN component can operate continuously. The emergency limit may be greater than the continuous thermal limit and corresponds to the temporary overload capacity of each specific component, which must be determined by the component owner and communicated to the System Operator.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

f. System stability refers to frequency stability, angular stability, voltage stability, and small-signal stability.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

g. A circuit breaker failure must include both the failure to open when required, and the internal or external insulation failure in its chambers.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

h. Controlled load shedding to protect the system in the event of multiple contingencies shall be executed by means of previously evaluated and implemented schemes. These may be manual load-shedding schemes or automatic schemes (special protection systems). Controlled disconnection of generators and topological network changes are also accepted if it is determined that they safeguard the integrity of the system in the case of multiple contingencies. Special protection systems must be redundant in those cases the OS/OM deems it necessary to reduce the risk derived from incorrect operation or failure thereof.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

i. Load limits apply to all system components.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

j. After the occurrence of a single contingency (category B contingency), an adjustment of the electrical system must be carried out within a 30-minute period, so that in the event of a second category B contingency occurring, the acceptable consequences for this category continue to be met.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

k. The operation of a corrective action mechanism upon the occurrence of a single contingency is not permitted.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

l. The failure in the module of a bus-tie circuit breaker cleared by backup protections, which causes the simultaneous loss of two bus sections, corresponds to a category D contingency.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

m. For generation plants whose total outage represents a risk to the security of the SEN, the design of the auxiliary services must be carried out in such a way that a failure or malfunction thereof does not cause the complete outage of the plant.

(Thus the preceding subsection was added through ordinary session No. 24-2015 of June 4, 2015)

(.)

PLANTAS EÓLICAS:

Agentes del MEN: Personas naturales o jurídicas dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.

ARESEP. Análisis técnico: el término "Agentes del MEN", no se utiliza en esta norma, por lo que resulta innecesario incluirlo en las definiciones.

(.)

Alta tensión (.)

CNFLSA, COOPELESCA Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor nominal eficaz (rms) es igual o superior a 138 kV.

Justificación: la tensión de transmisión utilizada en Costa Rica es igual o superior a 138 kV.

ARESEP: Análisis técnico: La definición es del término "Alta tensión" y no de tensión de transmisión y obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.

(.)

Concesión (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Es la autorización otorgada por el Estado para operar, explotar y prestar el servicio de generación, transmisión, distribución. Título habilitante. Justificación. Se elimina la actividad de Comercialización de la definición de Concesión por cuanto ya está incluida en la actividad de Distribución dado que la Comercialización no está contemplada como actividad independiente en el modelo de mercado legalmente establecido en Costa Rica.

ARESEP: Análisis técnico: la actividad de comercialización está contemplada en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593 como una actividad independiente, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.

(.)

Contrato de conexión (.)

ICE:

En la definición de "Contrato de conexión", se recomienda agregar la figura de "convenio de conexión" que aplicaría de forma similar a obras que pertenecen al mismo propietario de la red de transmisión o distribución en la que se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato por ser la misma persona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red de transmisión del ICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en su propia red.

Adicionalmente en la actual definición de "Contrato de conexión", falta la referencia a empresa de transmisión en el documento. El texto actual no permitiría suscribir un contrato de conexión entre la Empresa Propietaria de la Red (EPR) y una planta que se conecte a su red. Se propone modificar la redacción como sigue:

"Contrato o convenio de conexión: Acto administrativo suscrito entre el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora con un interesado (generador, una empresa de transmisión, una empresa distribuidora, un abonado o usuario en alta tensión, o un abonado o usuario en baja o media tensión con generación a pequeña escala para autoconsumo), en donde se establecen las condiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el acceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional, así como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes".

ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta incluir la referencia a la empresa de transmisión por ser una omisión y hacer la definición acorde con el objetivo de la norma y lo indicado en el artículo 29.

(.)

Empresa distribuidora (.)

CNFLSA,COOPELESCA:

Persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en la etapa de distribución y comercialización. Justificación: Se agrega la actividad de Comercialización en la definición de empresa distribuidora por cuanto la comercialización es parte integral de la actividad de Distribución en el modelo de mercado legalmente establecido en nuestro país.

ARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está contemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se señala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593. Si bien en la actualidad las mismas empresas distribuidoras ejercen la actividad de comercialización, en el futuro puede darse que por conveniencia financiera, económico, técnica o de negocios, alguna empresa distribuidora separe dichas actividades en su estructura administrativa, contable y legalmente, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.

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Energía renovable (.)

RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:

En el artículo sobre definición de Energía renovables en el artículo 3 definiciones , considera que los residuos sólidos no son materia material renovable:

. Los RSM son un mezcla de materiales orgánicos e inorgánicos . Salvo algunos inertes como: cerámicas, metales y vidrios . Mediante procesos previos y mecánicos estos materiales se pueden separar . Todo el resto son base carbono por ende orgánicos . Este criterio no considera la realidad de la composición de los RSMs en Costa Rica . Imposibilita legalmente el uso de RSM para la producción de energía . La mayoría de los RMS en Costa Rica son orgánicos (más 51%) . La preparación de combustibles derivados para la elaboración de gas disminuye el uso de materiales inorgánicos.

. El gas sintético de RSM limpio puede ser comparado con el gas natural , pero de menor poder calórico . De acuerdo al protocolo de Kioto los RSM son materiales renovables ARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez en el cual no se solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno. Consecuentemente se toma únicamente nota de su comentario.

(.)

Generación a pequeña escala para autoconsumo (.)

ACESOLAR:

El artículo 3 de la Norma Técnica POASEN, propone la siguiente definición de generación a pequeña escala para autoconsumo: "Generación a pequeña escala para autoconsumo: Generación de energía eléctrica menor o igual a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables, y en el sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas propias del abonado usuario interactuando con la red de distribución, con la opción de comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o intercambiar excedentes de producción, de hasta un 49% de la energía mensual producida con la red de distribución eléctrica." Sobre dicha definición, en relación con el porcentaje del 49%, solicitamos analizar lo siguiente:

i. La limitación del porcentaje para intercambiar energía (neteo) de un 49% no refleja el comportamiento de la producción/consumo de un cliente de un sistema fotovoltaico. Este límite debe ser definido por el consumo del cliente (autoconsumos). Es decir, se está imponiendo un límite al intercambio de excedentes de producción sin ningún fundamento técnico.

ii. Para el reconocimiento económico del excedente anual, este porcentaje de 49% no es técnicamente necesario ya que el objetivo es considerar excedentes por fluctuaciones del consumo interanuales.

iii. Cuando se utiliza la producción como límite, se tiene el problema de que la empresa distribuidora no tiene acceso a los datos de generación del sistema, por lo tanto para definir un porcentaje es necesario que la empresa distribuidora ponga otro medidor, o que el cliente lo haga y que la empresa distribuidora tenga acceso a esta información, esto encarece los costos.

Por lo tanto, ACESOLAR solicita que la Norma Técnica se modifique de la siguiente forma:

i. Que se elimine el porcentaje de 49% de la definición de generación a pequeña escala para autoconsumo y se regrese al texto de la definición originalmente propuesta ; O, alternativamente, de no acogerse esta petición, ii. Que ARESEP asigne a un perito reconocido de conformidad con lo dispuesto en el artículo 36, in fine, para que trabaje con ACESOLAR, que no cuenta con recursos propios para hacerlo, para desarrollar un alcance y ejecutar un estudio técnico y económico que sirva de base para definir un porcentaje basado en el consumo, de previo a aprobar esta Norma Técnica.

ARESEP: Análisis técnico. El límite de 49 % obedece a que la generación que se regula en el capítulo XII de esta norma, tiene como objetivo fundamental regular la generación a pequeña escala para autoconsumo con la opción de intercambios con las empresas distribuidoras, intercambios que pueden ser únicamente de unidades físicas, o monetarias cuando la ARESEP establezca la tarifa correspondiente. El eliminar esta restricción convertiría a la generación a pequeña escala en una generación orientada a la producción y venta de energía, lo que no se pretende en esta norma. En ese sentido, para efectos de proyecto de generación con el único objetivo de vender la energía, existen los mecanismos establecidos en las leyes 7200 y 7508. En cuanto al equipamiento, efectivamente en algunos casos haya necesidad de instalar un equipo de medición el cual deberá instalar el interesado y dar acceso a la empresa distribuidora. Por consiguiente se rechaza la petitoria de ACESOLAR.

CNFLSA, COOPELESCA:

Generación a pequeña escala para autoconsumo: Generación de energía eléctrica en instalaciones con potencias menores o iguales a 1000 kVA, realizada a partir de fuentes renovables, y en el sitio de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades energéticas propias del abonado-usuario interactuando con la red de distribución, con la opción de comprar-vender, al precio que determine la Autoridad Reguladora, o intercambiar excedentes de producción con la empresa distribuidora, de hasta un 49 % de la energía mensual producida con la red de distribución eléctrica.

Justificación: Se mejora la redacción para la fortalecer la aplicabilidad y la congruencia de la definición con el resto del articulado.

ARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por considerar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de fondo del articulado.

COOPEGUANACASTE:

Debe aclararse que los intercambios de energía se permitirán únicamente con la distribuidora, esto por cuanto se puede interpretar que el intercambio también sería válido entre clientes. Además es necesario indicar que la potencia de 1000kVA se refiere a la potencia nominal del generador o conjunto de generadores.

ARESEP: Análisis técnico. Se acepta la mejora en la redacción por considerar que la misma da mayor comprensión al término y no es un cambio de fondo del articulado.

(.)

Generador privado (.)

ACOPE, ENEL:

Se solicita eliminar el texto: "a una empresa que brinda el servicio público de electricidad en la etapa de distribución" de esta definición por lo que el texto quedaría: Empresa de capital privado o persona física que se dedica a generar energía eléctrica para su venta.

Justificación: La redacción actual no tiene que estar limitada a la red de distribución, particularmente cuando la mayor parte de la generación privada está conectada a subestaciones. Los detalles se definirán en el contrato de interconexión.

ARESEP: Análisis Técnico: Los generadores privados únicamente están habilitados para vender energía a las empresas que brindan el servicio público de electricidad, entendidas como el ICE, la CNFL y las ocho empresas de distribución establecidas en el país. El tema de la interconexión está fuera del contexto de la definición de la norma. Por lo anterior se rechaza la petición de ACOPE y ENEL.

(.)

Generador (.)

ACOPE Se solicita eliminar el texto: "Abonado o usuario que dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo integrado a la red de distribución nacional." de esta definición por lo que el texto quedaría: Empresa generadora de energía eléctrica. Justificación: La redacción debe ser genérica, o crea confusiones sobre el concepto.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el término de generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas definiciones danclaridad al concepto según su uso en la norma.

ENEL:

La propuesta incluye la definición:

"Generador: Empresa generadora de energía eléctrica. Abonado o usuario que dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo integrado a la red de distribución nacional." Solicitud: Parece incluirse aquí dos definiciones, una de Generador y otra de Autogenerador. A fin de evitar crear confusiones con el concepto, se solicita modificar la definición para que se lea:

"Generador: o persona física que se dedica a generar energía eléctrica, sea para su venta o autoconsumo", eliminando la frase: "Abonado o usuario que dispone de un sistema de generación de energía eléctrica para autoconsumo integrado a la red de distribución nacional." la cual causa confusión.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, el término de generador se debe interpretar en el contexto de la norma. Ambas definiciones dan claridad al concepto según su uso en la norma.

(.)

Línea de distribución (.)

PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita eliminar la frase "en media y baja tensión" de esta definición por lo que el texto quedaría: Disposición de apoyos, ductos, conductores, aisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma aérea o subterránea, para su uso final. Justificación: No es necesario establecer el voltaje, solo la función. El sistema eléctrico puede evolucionar a que la función de distribución se llegue a hacer a niveles más altos que los actuales, por ejemplo 138 kV.

ARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son contrarios a la electrotecnia.

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Línea de transmisión (.)

PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita eliminar la mención sobre "alta tensión" en la redacción de esta definición por lo que el texto quedaría: Disposición de estructuras, conductores, aisladores y accesorios para cumplir la función de transmisión. Justificación: No es necesario establecer el voltaje, solo la función. Actualmente existen algunas líneas que cumplen con la función de transmisión a voltaje de 34.5 kV, y habrán más en nuevos proyectos de generación.

ARESEP. Análisis Técnico: Los argumentos de Plantas Eólicas son contrarios a la electrotecnia.

(.)

Media tensión (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Media tensión: Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor nominal eficaz (rms) es mayor a 1000 Volt y menor que 138 kV. Justificación: Se hace congruente esta definición con la de Alta Tensión, toda vez que la tensión de transmisión utilizada en Costa Rica es igual o superior a 138 kV.

ARESEP. Análisis Técnico. La definición es del término "Media tensión" y obedece al estándar ANSI C81.1- 2008, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.

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Mini generador (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Mini generador: Generadores de energía eléctrica con una potencia de generación superior a 100 kVA e inferior o igual a 1000 kVA. Justificación: Se hace congruente esta definición con la de Generación a pequeña escala para autoconsumo.

ARESEP. Análisis Técnico: se acepta la observación por cuanto aclara mejor el término.

(.)

Normativa nacional (.)

CNFLSA,COOPELESCA Normativa nacional: Conjunto de normas técnicas y procedimientos en el que se establezcan reglas técnicas - económicas de aplicación obligatoria, emitida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP). Justificación: Seeliminan como parte de la normativa nacional los criterios y en general cualquier documento emitido por ARESEP por cuanto los mismos deben fundamentarse en el procedimiento legal aplicable para su eficacia.

ARESEP. Análisis técnico: Toda norma, lineamiento (técnico) o documento emitido por la Autoridad Reguladora tiene opción a los recursos establecidos en la Ley General de la Administración Pública, por lo que se rechaza la petitoria.

Además lo documentos emitidos bajo el artículo 25 de la ley 7593, es claro que deben someterse al procedimiento de audiencia pública.

(.)

Punto de entrega o Punto de acople común (.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Punto de entrega o Punto de acople común: El punto de entrega es el sistema de barras de la subestación donde se conecta el generador o usuario con la red de transmisión nacional o el punto en la red de distribución en donde se conecta el generador. En el caso de generadores de pequeña escala para autoconsumo el punto de entrega será el definido en la normativa técnica aplicable a acometidas. Justificación: Se cambia de la definición el punto de entrega para los generadores de autoconsumo por el definido en la normativa técnica aplicable a acometidas.

ARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente usado en la norma AR-NT-ACO "Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.", más claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.

COOPEGUANACASTE:

El punto de entrega debe ser el definido en la norma técnica de acometidas, esto por cuanto amarrarlo en esta norma a los terminales de carga del contador no es conveniente toda vez que la medición puede ser directa o indirecta según la carga, o bien el punto de entrega sea diferente al punto de medición. Recomendamos referir esta definición a la norma de acometidas.

ARESEP: Análisis técnico: Se acepta por ser el término actualmente usado en la norma AR-NT-ACO "Instalación y Equipamiento de Acometidas Eléctricas.", más claro y adaptable a cada posibilidad de interconexión.

(.)

Red de transmisión eléctrica (.)

CNFLSA,COOPELESCA:

Red de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por: las líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión) exceptuando las de generación, subestaciones reductoras (barras de alta y media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la función de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o retiran energía. Justificación: Se incluye en la definición la aclaración de que de las subestaciones elevadoras se exceptúan las de generación por cuanto estas no forman parte de la red de transmisión eléctrica sino del negocio de generación.

ARESEP. Análisis Técnico: No se acepta pues desde el punto de vista regulatorio las subestaciones elevadoras asociadas a las plantas de generación, forman parte del sistema de transmisión.

(.)

Servicio eléctrico (.)

ICE:

Se propone modificar la definición de servicio eléctrico como sigue, para que quede claro a qué tipo de comercialización se refiere:

"Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas de generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su comercialización minorista".

ARESEP: Análisis técnico-jurídico: No es admisible la solicitud del ICE en cuando a que el término comercialización en la definición es de sentido amplio. Es decir abarca la comercialización minorista (es decir la venta de energía en pequeños o grandes bloques para su uso final, caso de los usuarios o abonados alta tensión, o usuarios a baja tensión, como la venta de energía de generadores al ICE o a empresas distribuidoras e incluso la venta de excedentes de abonados o usuarios con excedentes y venta a las empresas distribuidoras.

CNFLSA, COOPELESCA Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas de generación, transmisión y distribución. Justificación: Se elimina la actividad de Comercialización de la definición de Servicio Eléctrico por cuanto ya está incluida en la actividad de Distribución dado que la Comercialización no está contemplada como actividad independiente en el modelo de mercado legalmente establecido en nuestro país.

ARESEP: Análisis Técnico: la actividad de comercialización está contemplada como una actividad independiente de la distribución tal y como se señala en el inciso a) del artículo 5 de la Ley 7593, por lo que se rechaza la solicitud de la CNFLSA.

(.)

Transmisión (.)

ACOPE, ENEL:

Se solicita eliminar el término "de alta tensión" en esta definición. La redacción quedaría: Transporte de energía a través de redes eléctricas. Justificación: La función de transmisión no contempla niveles de voltajes específicos o calificados.

ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por ACOPE, si bien es cierto la transmisión está asociada a niveles de tensión elevados, el indicarlo no crea confusión sino aclara el término.

(.)

(.)

ICE:

La redacción de este artículo debe modificarse, dado que el sistema eléctrico nacional por sí solo no puede cumplir con este criterio. El control de las desviaciones de frecuencia lo realizan todos los sistemas eléctricos de américa central en conjunto.

ARESEP: Análisis Técnico: Este artículo establece la frecuencia nominal del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Es entendido que en el estado de interconexión actual del SEN, la frecuencia es un parámetro eléctrico de carácter regional. No obstante, independientemente de que el SEN opere integrado con el Sistema Eléctrico Regional (SER) o en forma aislada, la frecuencia nominal del SEN es 60 Hz, y el Operador del Sistema es responsable de mantenerla dentro de los rangos de variación permitidos.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Se deben corregir los valores de las columnas segunda y tercera de la tabla 1 de este artículo para ser congruentes en la presentación y en las tolerancias establecidas en la misma. Deben utilizarse los mismos valores base de la norma de calidad de voltaje vigente.

ARESEP. Análisis Técnico: Se acepta y se corrige por ser un error de transcripción.

(.)

(.)

ENEL:

En el inciso a. del artículo 8, la propuesta de norma indica: "., bajo un horizonte de planificación a corto y mediano plazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes),.". Solicitud: No comprendemos a qué se refiere "la resolución máxima de un mes" solicitamos aclararlo.

ARESEP: Análisis Técnico: Resolución máxima se refiere a la periodicidad con que se determinarán los diferentes escenarios de planificación. (.)

(.)

ICE:

Se recomienda agregar la palabra "plazo" el texto de la primera parte del artículo como sigue:

"Para la debida operación del SEN, el Operador del Sistema debe desarrollar una estrategia de planeación que involucre metas a corto y mediano plazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), tomando en cuenta para ello y según corresponda:" En el ítem "d. Respecto a la indicación de "La hidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y máximos operativos" se debe ampliar el texto según lo originalmente sugerido por el CENCE a: "d. La hidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y máximos operativos de sus embalses".

En el ítem "e. La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual en el largo plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano y corto plazo" se recomienda cambiar el plazo de largo a mediano (5 años) acorde con los estudios que realiza el OS e indicado al inicio del artículo 9. La redacción quedaría de la siguiente forma:

"La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual en el mediano plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano y corto plazo".

ARESEP: Análisis técnico Se aceptan las : observaciones de forma y se incorporan.

(.)

(.)

a.

ICE:

El ICE reitera su comentario hecho al Artículo 10, punto b, que establece que las líneas del SEN deben estar cargadas por debajo del 85% de la capacidad térmica nominal. Aunque desde el 2002 se incorporó esta determinación esto no significa que sea deseable. Aspectos como el aprovechamiento de recursos energéticos estacionales, las transferencias regionales, trabajos de mantenimiento, etc., podrían requerir de un redespacho de las plantas de generación del SEN, que produzcan flujos por algunas líneas que sobrepasen el valor de cargabilidad del 85%. Estos redespachos están dentro de la operación normal de un sistema y no califican como "condiciones especiales, de emergencia, o de cumplimiento de un criterio de seguridad operativa". Esta restricción encarece innecesariamente el costo del SEN.

Se solicita no fijar límites a la cargabilidad de las líneas en operación nominal.

ARESEP: Análisis técnico: La norma debe interpretarse en forma integral y no interpretar el articulado en forma aislada. El inciso b, establece los criterios de optimización para la máxima transferencia por las líneas de transmisión tomando como referencia que éstas no sobrepasen el 85% de su capacidad térmica nominal en condiciones de operación normal del SEN. No obstante ello, el inciso c, establece que en la operación diaria pueden darse sobrecargas siempre y cuando las mismas no sean permanentes. En ese sentido los criterios de seguridad operativa del MER establecen muy claro que únicamente ante la presencia de contingencias se pueden llevar a los elementos a operar en su límite térmico de manera permanente ante una contingencia simple y a su límite térmico de emergencia ante contingencias múltiples. Además operar elementos del SEN límites máximos es poner al sistema en una situación de alerta permanente, pues en cualquier momento pude darse una situación que implique sobrepasar los límites seguros de tales elementos e incluso del SEN en su conjunto. El Operador del Sistema a su criterio, puede sobrepasar los límites establecidos, sin perder de vista las consecuencias que ello pueda acarrear a los usuarios del SEN.

(.)

ICE:

Se reitera el comentario del ICE acerca de que la operación en islas o subsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado de eventos extremos, lo que necesariamente provoca desequilibrios en el servicio eléctrico, por lo que resulta inadecuado solicitar el cumplimiento de los mismos criterios de desempeño que se tiene bajo circunstancias normales. El sobredimensionar un sistema para que cumpla los mismos criterios de calidad y confiabilidad en operación normal y ante contingencias extremas no es un práctica común y tiene un alto costo que los usuarios deben asumir.

A modo de ejemplo, el sistema de Costa Rica tiene la particularidad de que actualmente la mayor generación está en el norte y la mayor carga en el centro. Si el sistema formara islas entre el norte y el centro tendríamos exceso de generación en el norte con poca carga y en el centro exceso de carga y poca generación.

Mantener las condiciones normales de operación en ambas islas requiere necesariamente de sobre instalar (con respecto al sistema total) generación en el centro, solamente para poder acatar este punto de la regulación. Por lo anterior, se solicita eliminar este punto del presente reglamento.

Esto también aplica para el inciso j) del artículo 11, en donde se solicita ante un caso de operación en islas del SEN, la instalación de esquemas suplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones de calidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.

Análisis técnico: Este Organismo es conocedor que la operación en islas o subsistemas eléctricos se presentan como consecuencia de eventos aislados, tal como el caso de la contingencia del 21 de octubre del 2013. No obstante ello, de ninguna manera, este Organismo Regulador puede permitir la operación en islas o subsistemas eléctricos aislados en condiciones de calidad negativas para los usuarios. Si el Operador del Sistema no puede garantizar una operación en condiciones de calidad de ningún subsistema, se debe de abstener de hacerlo, salvo durante un proceso de restablecimiento del SEN.

En lo que respecta al inciso J del artículo 11, de igual forma el ICE debe de valorar técnica, económica e incluso probabilísticamente la conveniencia de una operación en forma aislada de un subsistema eléctrico y consecuentemente tomar las previsiones del caso. Nuevamente se reitera que si el Operador del Sistema no puede garantizar una operación en condiciones de calidad de ningún subsistema, se debe de abstener de hacerlo, salvo durante un proceso de restablecimiento del SEN, ello sin perjuicio de la responsabilidad que implique condiciones de suministro deficientes durante el proceso de restablecimiento del sistema eléctrico nacional o regional.

(.)

(.)

ICE:

Se solicita modificar en el artículo lo resaltado a continuación:

El esquema de desconexión de carga por baja frecuencia en la red será implementado de acuerdo con los requerimientos que determinen los estudios correspondientes elaborados por el Operador del Sistema y coordinados con los participantes del negocio eléctrico (generadores, transmisores, distribuidores y abonados o usuarios en alta tensión). El rango de variación, conformado por varias etapas, que se elija para dicho esquema, debe ser actualizado dependiendo de las necesidades de la red y de su evolución en el tiempo, debiendo revisarse periódicamente y por lo menos una vez al año. También se debe tomar en cuenta lo relativo a la reserva rodante para contribuir en conjunto con los otros sistemas eléctricos de América Central a evitar la desconexión parcial de cargas en la primera etapa de operación de este esquema, lo cual es válido solamente cuando el SEN opera interconectado con el SER (no es un requisito que se pueda cumplir cuando el SEN opera aislado).

En ese sentido el Sistema Eléctrico Nacional debe operarse en todo momento con una reserva rodante mínima que defina el Operador del Sistema con la aprobación de la ARESEP y que además debe respetar lo reglamentado por la regulación regional. ARESEP: Análisis Técnico: No se acepta lo solicitado por el ICE en cuanto a establecer condiciones de operación distintas entre la operación aislada del SEN y la operación integrada con el SER. La operación del SEN en forma aislada debe ajustarse a las mejores prácticas técnicas de aplicación general y conforme a niveles óptimos de calidad, continuidad, confiabilidad, etc., debiendo la operación integrada con el SER mejora tales niveles.

(.)

a. (.)

ICE:

El disparo de la unidad de generación de mayor capacidad del sistema, no debe activar la primera etapa de desconexión, cuando el SEN opere interconectado con el SER.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por el ICE pues no hay justificantes para establecer diferencias operativas radicales entre operación aislada e integral del SEN. No se aportan justificantes técnicas.

(.)

j. (.)

ICE:

Al igual que se expuso en la objeción al inciso g del artículo 10, la operación en islas o subsistemas eléctricos aislados se presenta como resultado de eventos extremos, lo que necesariamente provoca desequilibrios en el servicio eléctrico. En este sentido, no es adecuado solicitar el cumplimiento de los mismos criterios de desempeño que se tiene bajo circunstancias normales.

Por lo tanto, resulta improcedente la solicitud de instalación de esquema suplementarios de operación, para permitir una operación en condiciones de calidad, ante una situación que no es deseable en la operación del sistema.

Por lo anterior, se solicita eliminar este punto del presente reglamento.

ARESEP. Análisis técnico: Se reitera lo indicado en el artículo 10.

(.)

(.)

ICE:

Se solicita cambiar el texto: "El ICE será responsable de verificar los ajustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional" por el siguiente: "El Operador del Sistema será responsable de verificarlos ajustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional". Lo anterior dado que el Operador del Sistema es la figura del ICE más adecuada para dicha revisión, pues fue quien definió los valores según lo indicado en esta misma norma y es un ente que puede verificar generadores que no son ICE, como por ejemplo los de distribuidoras.

ARESEP: Análisis técnico: Se acepta lo solicitado por el ICE y se corrige la redacción.

ACOPE, ENEL:

Se solicita cambiar el nombre ICE por el de Operador del sistema al final de este artículo, cuya redacción sería: "El Operador del Sistema, especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia, de acuerdo con los estudios de análisis de estabilidad. El Operador del Sistema será responsable de verificar los ajustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional." Justificación: para ser consistentes en este reglamento es necesario que el Operador del sistema sea quien tenga estas potestades. Además eso evita que el ICE sea juez y parte.

ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta y se corrige.

(.)

(.)

ICE:

Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto: "Es responsabilidad del Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los interruptores, las tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas y los transformadores, los intercambios regionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades de generación con potencia igual o superior a 5 MW.". Lo anterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW y 5 MW. El capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores menores a 1 MW; éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema y lo indicado en el artículo 39. Por ejemplo actualmente existen plantas con potencias entre 1 MW y 5 MW que transmiten al CENCE datos de interés del OS.

Se recomienda que el texto sea: "Es responsabilidad del Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los interruptores, las tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas y los transformadores, los intercambios regionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades de generación con potencia igual o superior a 1 MW. " ARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables por el Operador del Sistema. Adicionalmente, no indica el ICE cuales son los datos de interés del OS que transmiten dichas plantas, ni el impacto sobre la operación óptima y de seguridad operativa, para poder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio para la operación óptima del SEN. Consecuentemente con lo anterior, no se acepta la solicitud del ICE.

(.)

(.)

ICE:

Se solicita cambiar la redacción de este artículo por la siguiente: "En la programación del mantenimiento de los diferentes elementos del SEN, se deberá reducir el impacto sobre la operación del sistema y evitar, en lo posible, la desconexión de carga. Anualmente bajo los procedimientos y mecanismos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora, el ICE, las empresas de transmisión y de generación y los abonados o usuarios en alta tensión, deberán de enviar al Operador del Sistema el programa de mantenimiento anual predictivo y preventivo de los elementos generadores conectados al SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV y superior, así como elementos de la red de transmisión.

El Operador del Sistema podrá hacer los ajustes necesarios en la calendarización de las actividades de mantenimiento con fines de seguridad operativa y de satisfacción óptima económica de la demanda." Se propone la nueva redacción para evitar recibir planes de mantenimientos de elementos de las redes de distribución.

ARESEP: Análisis Técnico: No se acepta la solicitud del ICE, pues parece olvidarse de que existen gran cantidad de generadores interconectados a las redes de distribución, por lo que es importante que el ICE reciba también datos de mantenimientos de redes de distribución en las cuales hay inyección de energía al SEN, los cuales pueden incidir en su operación.

(.)

(.)

ICE:

Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto: "Todas las plantas del sistema con potencias iguales o superiores a 5 1 MW están en la obligación de operar cumpliendo con los requisitos técnicos indicados por el Operador del Sistema, salvo que por restricciones técnicas no estén en capacidad de operar en esa condición." Lo anterior, debido a que con el texto actual se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW y 5 MW. Creemos que el capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores menores a 1 MW y que éste capítulo IV presenta los requisitos para generadores mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema indicados en los artículos 39, 40 y 41.

ARESEP: Análisis técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables por el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el SEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para poder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación con la operación óptima del SEN y la seguridad operativa del mismo y mucho menos el impacto de un generador con una potencia menor a 5 MW sobre la regulación primaria y secundaria del SEN. Por lo anterior, se rechaza la petición del ICE.

(.)

El título de este Capítulo V induce a pensar que su contenido está dedicado a normar los procesos de planeamiento de la expansión de los tres subsistemas del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución). Sin embargo, de los nueve artículos que lo integran, los artículos del 24 al 28 están dedicados exclusivamente a temas de operación y estándares de diseño.

Si bien es cierto, la política energética nacional la dicta el ministerio de planificación y el ministerio de ambiente y energía, es conveniente que la ARESEP, como responsable de velar por una correcta expansión y diseño del sistema eléctrico nacional, incorpore los artículos 20, 21, 22, 23, en el Capítulo V, sin embargo los artículos 24, 25, 26, 27 y 28, estarían mejor ubicados en el capítulo iii: planeamiento de la operación del SEN. Se solicita reubicar los cinco artículos numerados del 24 al 28, en el Capítulo III: planeamiento de la operación del SEN.

ARESEP: Análisis técnico: Para efectos de claridad en lo que respecta al objetivo y alcance de este capítulo, el mismo se titulará "EXPANSIÓN Y DISEÑO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL." (.)

(.)

ICE:

En el segundo párrafo del artículo 21 se plantea una mezcla no deseable de temas de transmisión referidos a temas de generación, que de forma correcta son tratados en el artículo 22.

Este párrafo menciona también que se debe disponer de un sistema de respaldo de transformación en subestaciones de transmisión y distribución que en caso de falla de la unidad de transformación más grande se garantice la satisfacción de la demanda local. La redacción no es clara en si se debe respaldar la capacidad de transformación por subestación o si deben existir respaldos entre subestaciones para abastecer dicha demanda.

Se solicita aceptar la siguiente redacción: "Adicionalmente, deberá de planearse una red de transmisión flexible, robusta y adaptada tecnológica y estructuralmente para incorporar la mayor cantidad de generación disponible y toda la carga del sistema.

Además deben existir respaldos entre subestaciones de transmisión y distribución que permitan garantizar la satisfacción total de la demanda de una subestación, que presente una falla en su unidad de transformación más grande.

ARESEP: Análisis técnico: Los sistemas de generación y transmisión operan en forma integrada por lo que no existe mezcla de conceptos. Por otra parte la capacidad de transformación debe efectuarse de manera óptima técnica y económicamente, ya sea mediante respaldo de la capacidad de transformación por subestación o mediante respaldos entre subestaciones. En todo caso debe garantizarse abastecer la demanda. Por lo anterior, se rechaza lo solicitado por el ICE.

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RICARDO GUTIERREZ QUIRÓS:

No considera el principio de costo total y costo evitado No considera que también dicho costo puede ser mayor en tecnologías modernas como son generación con residuos sólidos, si se compara a las tasas actuales en Hidroeléctricas y Eólicas, pues en Costa Rica no existe una industria de esta naturaleza. Sin embargo FEMETROM tiene planes para producir con residuos sólidos, lo que permitiría en futuro reducir el costo, por medio de economías de escala una que se establezcan las primeras plantas en el país. Además, tanto la ARESEP como el ICE deben contemplar en las estructura de costos elementos esenciales para producir energía esta naturaleza como son: 1- plantas de separación (MRFs por sus siglas en ingles) que incentiven el reciclaje y homogenización de las residuos sólidos usados como combustibles,2-Sistemas de limpieza de gases para brindar la seguridad de que las plantas operan dentro de parámetros legales 3-Sistemas de monitoreo en tiempo real auditables por las autoridades de salud. Esto implica que la estructura de capital a considerar dentro del rubro de inversiones no debe limitarse solo sistema de generación si incluir esos elementos Las plantas de generación con residuos sólidos no solo brindan beneficios directos de carácter ambiental al dar un uso alternativo a los residuos sólidos, sino que disminuyen los costos de transporte y polución del ambiente.

También beneficios indirectos al evitar la pérdida de valor de las tierras adyacentes o tensión social por la instalación de nuevos rellenos sanitarios cercanos a centros de población. Se debe considerar que se substituye la generación térmica por un sistema de mayor confiabilidad que no depende de la estacionalidad o del clima. Estas plantas pueden funcionar 24 horas, como energía de base que evitan el arranque de las térmicas. Además pueden entregar poder distribuido lo que mejora la calidad del sistema y disminuye la circulación de camiones de basura. Se está evitando costo debido a la substitución. Se debe establecer por ende el principio de Costo Evitado o no incurrido. Basado el ese principio el costo total es menor ya que disminuye el uso de plantas térmicas las cuales operan por encima de las 30 centavos de dólar en promedio (en algunos casos hasta de 50 centavos de dólar) por Megavatio.

O la importación de energía cuyos precios también son mayores al promedio local. Muchos veces las energía renovales pueden tener precios mayores pero tiene beneficio adiciones. Estos beneficios totales para el país deben ser determinados y considerados en el precio como externalidades. La determinación de una banda de precio debe considerar 1) el promedio del precio de la electricidad no comprada mercado centroamericano (piso de la banda) 2) Y el no uso de las plantas térmicas a costo promedio mensual (techo de la banda). El país debe incentivar inversiones en tecnologías nuevas para dejar de depender única y exclusivamente de energías que son variables como son hidroeléctricas , solar o eólica y o políticamente sensibles como la geotérmica dentro de parques nacionales Dando paso a nuevas alternativas no presentes en el país .

ARESEP: Análisis técnico: Es un comentario del señor Gutiérrez el cual no solicita corregir, eliminar o incluir aspecto alguno. Se toma nota de su comentario (.)

(.)

ICE:

Aunque la ARESEP tiene la responsabilidad de velar por una correcta cantidad, confiabilidad, continuidad, el concepto aplicado a la generación térmica en el artículo 23 no es el deseable para el SEN.

Se solicita aceptar la siguiente redacción: "La incorporación y uso de generación térmica a base de derivados de petróleo deberá ser la menor posible, siempre y cuando permita minimizar el costo total del sistema de generación. Estas unidades térmicas, cuyo costo total (operación e inversión) es el óptimo para la matriz energética, se conectaran a un sistema de transmisión, robusto y flexible, que permita el transporte de la generación térmica a los centros de carga del Sistema Eléctrico Nacional." ARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad del objetivo regulatorio de acepta la redacción sugerida por el ICE.

(.)

(.)

ICE:

Respecto a la redacción de la primera parte del artículo 26, se propone incorporar el texto resaltado de la siguiente forma: "En condiciones normales de operación el desbalance de la tensión no debe exceder el 3%, en condiciones de ausencia de carga." ARESEP: Análisis Técnico: Lo sugerido por el ICE no tiene impacto sobre el objetivo regulatorio de este artículo, por lo que se rechaza su solicitud.

(.)

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ICE:

El inciso a) de este artículo define aspectos de voltaje y tiempos de respuesta, que se deben tener en el sistema después de despejada una falla, pero no da claridad respecto a qué tipo de falla y a qué nivel de voltaje se refieren. Por esto se recomienda aceptar la siguiente redacción: a. Una vez despejada una contingencia única (n-1) del Sistema de Transmisión, la tensión no debe permanecer por debajo del 80% del valor nominal por más de 700 milisegundos.

Además, se recomienda modificar el texto del inciso "c":

"c. No se den sobrecargas en líneas ni en transformadores" Por el siguiente "c. No se den sobrecargas permanentes en líneas ni en transformadores." Lo anterior pues en el artículo 13 se indica que son permitidas sobrecargas temporales ante contingencias múltiples.

ARESEP: Análisis técnico: No se aceptan las observaciones del ICE por cuanto las condiciones de tensión deben darse independientemente del tipo de falla, sea simple o múltiple. Además se permite la operación del sistema con sobrecargas, no la planeación y diseño del SEN bajo condiciones de sobrecarga. Por otra parte el articulado debe interpretarse en forma integral con la norma y no de manera individual o aislada.

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(.)

PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita agregar la frase "Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas" en la segunda parte de este artículo, cuyo texto quedaría:

Corresponden al ICE ,a las empresas de generación y distribución y a los usuarios en alta tensión:

a. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora. Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas. Justificación: Cuando el sector eléctrico tenga un mercado abierto, estos cargos tienen sentido. Antes no tienen ningún asidero. En caso de que lo cobren, deberá ser reconocido como parte de los costos que deben ser incluidos en las tarifas de los generadores privados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree en este reglamento para estos administrados.

ARESEP: Análisis técnico: El Operador del Sistema debe ser financiado. No es necesario agregar lo solicitado por Plantas Eólicas, pues todos los costos son considerados en las tarifas.

Corresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución y a los usuarios en alta tensión:

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ACOPE, ENEL:

Para el punto b) de este artículo se solicita mantener el plazo de 90 días para responder al interesado, pues 120 días es un plazo muy prolongado e innecesario.

Tómese en cuenta que dicho plazo excede cualquier plazo razonable establecido en normas de rango superior a este reglamento. Por ejemplo, el artículo 32 de la Ley de la Jurisdicción Constitucional define un plazo de respuesta de diez días hábiles; incluso (y solo como ejemplo y para crear un paralelismo) el artículo 261 de la Ley General de la Administración Pública establece que un procedimiento administrativo no debe tardar más de dos meses. El plazo propuesto en este reglamento duplica sin que exista una justificación razonable al respecto.

ARESEP: Análisis técnico: La norma establece un plazo máximo de 120 días, el cual desde luego debe estar debidamente justificado por el Operador del Sistema en cada caso.

ENEL:

En el inciso a del artículo 31, la propuesta de norma indica "Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora". Dichos cargos no debiesen ser aplicables en un mercado cerrado. Sin embargo, en caso de aplicarse, éstos deben también ser incluidos como un costo a compensar mediante las tarifas de referencia que establezca la ARESEP para generadores privados. Solicitud: Establecer que dichos cargos, así como cualquier otro costo que impone este reglamento a los administrados, serán incluidos en las metodologías de cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra de energía por parte del ICE a los generadores privados.

ARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado por ENEL, ya que esos son aspectos tarifarios que se atenderán cuando corresponda.

(.)

(.)

ICE:

Incluir en el inciso "c" lo resaltado (negrita y cursiva), ya que no se está considerando que en el país existe otra empresa de transmisión (EPR) además del ICE:

a. Cumplir las normas técnicas de diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos según lo establezcan las normas que propongan el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión y las empresas distribuidoras y la Autoridad Reguladora apruebe.

ARESEP: Análisis Técnico: Se acepta lo indicado por el ICE pues fue una omisión involuntaria ACOPE, ENEL:

Del concepto "usuarios generadores" debe quitarse la palabra "usuarios" debido a que no está definido el concepto "usuarios generadores". También debe quitarse la palabra "conectados" debido a que las obligaciones mencionadas en este artículo aplican para nuevas solicitudes de interconexión. En el caso de los incisos a), b), e i) se solicita incluir, al final de esos incisos el siguiente texto: Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas. Específicamente para el punto a) debe indicarse que cualquier pago deberá ser conforme con lo que establezca la Autoridad Reguladora, tal y como se aplica en el punto b).Específicamente para el punto c) es necesario incluir a otros participantes como los generadores privados, los interesados, y los usuarios para que pueden proponer normas técnicas para que sean valoradas y aprobadas por la ARESEP. Cualquier norma técnica sometida a la ARESEP debe pasar el debido proceso según lo establece la ley 7593.Eliminar el punto f) de este artículo, pues no se puede obligar a un actor a someterse a procedimientos y cumplir requisitos de otro actor, sin que sean valorados y aprobados previamente por la ARESEP.

Justificación: En caso de que cobren los cargos indicados en los incisos a), b), e i), estos cargos deberán ser reconocidos como parte de los costos que deben ser incluidos en las tarifas de los generadores privados. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree en este reglamento para estos administrados.

ARESEP. Análisis Técnico: Existe la definición de "usuario" y de "generador", por lo que el término "usuarios generadores", es fácilmente comprensible. Por otra parte el artículo establece tanto, obligaciones para usuarios conectados, como de interesados en proceso de trámite para una conexión al SEN. En cuanto a los costos, sobra indicar lo manifestado por ACOPE, pues dichos costos se tomarán en la fijación tarifaria. Los costos de los estudios de acceso es un proceso administrativo a realizar por el CENCE, en el caso de controversia entre el CENCE yun interesado por el monto de dicho estudio, la Autoridad Reguladora resolverá de conformidad con sus potestades legales. En cuanto al inciso c, se acepta y se incorpora lo indicado por ACOPE y finalmente es inadmisible lo solicitado por el ACOPE, de eliminar el punto f, pues se estaría llegando a límites de coadministración con las empresas.

ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

En el inciso a del artículo 32, se indica "Pagar al ICE, a la empresa de transmisión o a la empresa distribuidora los costos incurridos por la realización de los estudios que ocasionen la solicitud de conexión"; en el inciso b, se indica "Cancelar los cargos, donde sea aplicable, asociados a la conexión, uso y servicios de la red de transporte y de distribución, según lo establezca la Autoridad Reguladora"; adicionalmente en el inciso i, se indica "Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora". Dichos cargos son responsabilidad del ICE, los cuales son incluidos en su modelo de tarifas de venta de energía de ese Instituto a sus usuarios. Sin embargo, en caso de traspasarse a los generadores privados, éstos deben ser incluidos en las metodologías de cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra de energía por parte del ICE a los generadores privados.

Solicitud: Aclarar que dichos cargos así como otro costos que se establezcan en este reglamento para estos administrados, requieren ser establecidos por la ARESEP, y que serán incluidos en las metodologías de cálculo de las tarifas de referencia estimadas por la ARESEP para la compra de energía por parte del ICE a los generadores privados. Asimismo, se solicita modificar en el artículo el término usuarios generadores por Generadores, a fin de dar consistencia al reglamento.

ARESEP: Análisis Técnico: No se considera necesario incluir lo señalado por ENEL ya que esos son aspectos tarifarios.

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(.)

ICE:

Modificar el texto como se indica: "Si la conexión es viable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la empresa distribuidora no posee los recursos técnicos y financieros para ofrecer el punto de conexión, el usuario podrá correr ejecutar con sus propios recursos la construcción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos por la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el "contrato de conexión" (capítulo VII de esta norma)." Análisis técnico: Es una mejora de redacción. Se acepta y se incorpora.

ACOPE, ENEL:

Modificar el primer párrafo de este artículo para agregar el término: "en el inciso c) del artículo 32 de esta norma", de la siguiente forma: "Si la conexión es viable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la empresa distribuidora no posee los recursos técnicos y financieros para ofrecer el punto de conexión, el usuario podrá correr con sus propios recursos la construcción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos en el inciso c) del artículo 32 de esta norma." Justificación: Es necesario eliminar la intromisión de otros actores en las funciones de regulación que son propias de la ARESEP por lo que solicitamos se ajuste la redacción del inciso c) del artículo 32 de la propuesta de reglamento, que en lo que interesa señala que:

Se establecen a los interesados y usuarios generadores conectados al SEN en alta y media tensión las obligaciones siguientes, según les corresponda:

c. cumplir las normativas técnicas de diseño, construcción, montaje puesta en servicio, operación y mantenimiento de sus instalaciones y equipos según lo establezcan las normas que propagan el Operador del Sistema, el ICE y las empresas distribuidoras y la Autoridad Reguladora apruebe.

Es importante destacar que en la propuesta se nota una serie de delegaciones en favor del Instituto Costarricense de Electricidad, del operador del sistema, que más bien caen dentro del elenco de facultades exclusivas de la Autoridad Reguladora que no pueden ser delegadas, a pesar que la AERESP es la llamada a establecer estas normas técnicas que indefectiblemente inciden en la calidad de la prestación del servicio. Esta potestad -deber es de sobra conocida por la ARESEP toda vez que se encuentra establecida en los artículos 5 inciso a) y 25 ambos de la Ley 7593, el artículo 4 del Decreto Ejecutivo N 29732-MP e incluso las normas técnicas establecidas en las resoluciones RRG-2242-de las 8:30 horas, RRG-2444 de las 8:50 horas del 21 de diciembre de 2001 y RRG-2439- 2001 de las 8:30 horas todas del 21 de diciembre de 2001 en donde incluye normas respecto de diseño, montaje y construcción de equipos. Es decir tanto por vía de norma de rango legal, como de resolución de la entidad reguladora las normas de calidad son potestad exclusiva e indelegables de la ARESEP y que se derivan de los objetos y propósitos para los cuales fue creada. La Ley General de la Administración Pública es muy clara en su artículo 90 incisos c) y d) que en lo que interesa señalan:

"Artículo 90.- La delegación tendrá siempre los siguientes límites: (.)

• c)No podrá hacerse una delegación total ni tampoco de las competencias esenciales del rgano, que le dan nombre o que justifican su existencia; d) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por razón de la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; ." Dos ideas son sumamente importante tomarlas en cuenta. La primera es el contenido del inciso c). La esencia de la Autoridad Reguladora es regular aquellas empresas que prestan servicios a los cuales el legislador le ha dado una connotación de servicio público:

"Artículo 5.- Funciones En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad Reguladora fijará precios y tarifas; además, velará por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, según el artículo 25 de esta ley. Los servicios públicos antes mencionados son." Como corolario de sus facultades regulatorias, la ARESEP está facultada para emitir reglamentos técnicos sectoriales por medio de los cuales se regulen aspectos esenciales que los operadores de los servicios públicos deben de acatar durante la prestación del servicio. La lógica que subyace es que existiría un evidente conflicto de intereses en perjuicio de una de las partes si la ARESEP delega en uno de los administrados la fijación de requisitos técnicos que incidan en la calidad del servicio o bien, delega esta facultad sin establecer una serie de parámetros objetivos para que los prestadores definan dichos requisitos basados únicamente en la subjetividad del funcionario. Este conflicto de interés lógicamente afectará a las empresas generadoras privadas de energía a las cuales se les obligaría cumplir con requisitos que no fueron aprobados por ARESEP mediante los mecanismos previstos por la Ley 7593 La Procuraduría General de la República, mediante el dictamen C-134-2001, señaló que:

"Para este Despacho, con base en esas normas es claro que la entidad pública responsable de los rescates arqueológicos en Costa Rica es el Museo Nacional. Se le ha otorgado esa atribución por su idoneidad específica para la protección y rescate debidos del patrimonio arqueológico, en los términos empleados por la Ley No. 1542 del 7 de marzo de 1953:

"Artículo 1º.- El Museo Nacional de Costa Rica es el centro encargado de recoger, estudiar y conservar debidamente ejemplares representativos de la flora y la fauna del país, y de los minerales de su suelo, así como de sus reliquias históricas y arqueológicas, y servirá como centro de exposición y estudio. Con ese objeto, y a fin de promover el desarrollo de la etnografía y la historia nacionales, aprovechará la colaboración científica que más convenga a sus propósitos." (El destacado no pertenece al original) En consecuencia, el rescate arqueológico es una tarea exclusiva del Museo Nacional, conferida en virtud de su idoneidad técnica, razón por la cual no procede su delegación en los términos del artículo 89, inciso 3) de la Ley General de la Administración Pública que dispone: "No será posible la delegación cuando la competencia haya sido otorgada al delegante en razón de su específica idoneidad para el cargo." En el mismo sentido, no pueden delegarse las competencias esenciales del órgano o que justifican su existencia (artículo 90, inciso c) del mismo cuerpo normativo. Y ello acontece en orden a la labor de rescate arqueológico a cargo del Museo Nacional." El caso de la ARESEP es igual al expuesto en el criterio de la Procuraduría; por su idoneidad específica es ésta, y no los operadores o administrados, quien debe definir requisitos para la prestación del servicio.

En lo concerniente al inciso d) del artículo 90 de la Ley General de la Administración Pública, la delegación no es posible entre instituciones de funciones y competencias tan diferentes como lo son la ARESEP y el ICE. En palabras de la Procuraduría General de la República:

"El artículo 84 de la Ley General de la Administración Pública regula lo relativo a la transferencia de competencias administrativas, regulando las diversas formas que puede asumir: delegación, avocación, sustitución del titular o de un acto, subrogación y suplencia.

Para todas esas tipologías de transferencia, se establece que tratándose de competencias externas que se trasladan de un órgano a otro, o de un servidor público a otro, las mismas requerirán de una norma expresa para tenerse como autorizadas; debiendo dicha norma ser de un rango jerárquico igual o superior al de aquella que crea la competencia y proscribiéndose, de modo expreso, la transferencia en virtud de práctica, uso o costumbre. (artículo 85).

Por otra parte, el numeral 87 de dicho cuerpo normativo introduce dos requisitos fundamentales para la validez de una transferencia de esa naturaleza: en primer lugar, debe ser temporal y en segundo lugar, debe realizarse a través de una decisión motivada, entendiendo que dichos requisitos deben cumplirse en el acto de transferencia..

La delegación tendrá siempre los siguientes límites:

.

• c)No podrá hacerse una delegación total ni tampoco de las competencias esenciales del órgano, que le dan nombre o que justifican su existencia; d) No podrá hacerse delegación sino entre órgano de la misma clase, por razón de la materia, del territorio y de la naturaleza de la función; y .

Asimismo, debemos destacar que la posibilidad de delegar la competencia es limitada y dado ello, la delegación puede ser revocada en cualquier momento por el órgano delegante. De igual forma, se establece en la ley, que la delegación opera sólo entre órganos de la misma clase, por razón de la materia, el territorio y la naturaleza de la función. La delegación consiste en el traspaso temporal de atribuciones de una persona física a otra, entendiéndose que se trata de titulares de órganos de la misma organización..

• c)La delegación como medio de transferencia de competencias, sólo puede operar mediante norma expresa y entre órganos de la misma clase, por razón de la materia, el territorio y la naturaleza de la función. Dado ello, no podría facultarse a un trabajador social de una institución ajena al IMAS, que realice la calificación destinada por ley a ésta, por cuanto no existe norma que lo autorice y por cuanto el IMAS es un ente descentralizado del Estado que en consecuencia, no podría delegar en otros entes u órganos de la Administración, el ejercicio de una atribución pública legalmente asignada;." La delegación es un acto de voluntad de la Administración Pública que está sujeto a los requisitos que impone la ley, los cuales se traducen en un límite infranqueable derivado de los principios constitucionales de Legalidad y de Interdicción de la Arbitrariedad.

Consecuentemente, la delegación que pretende aprobar la ARESEP no puede operar, toda vez que no existe una norma de rango legal que, expresamente habilite a dicha Autoridad a delegar facultades regulatorias en favor del ICE o cualquier otro prestador de servicio público.

ARESEP. Análisis técnico: Para mayor claridad se indica lo solicitado por ACOPE, no obstante se le aclara que este Organismo no está delegando sus responsabilidades sino que evita llegar a un grado de coadministración con las empresas.

(.)

(.)

ACOPE, ENEL:

Se solicita incluir un plazo máximo de 15 días calendario para la revisión del contrato de conexión por parte del Operador del Sistema.

ARESEP. Análisis técnico. Este es un aspecto a establecer en los protocolos y procedimientos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora. Para mayor claridad se indica lo anterior al final del artículo.

ICE:

Nuevamente se insiste en la necesidad de un convenio de conexión que aplique para obras que pertenecen al mismo propietario de la red de transmisión o distribución en la que se conectan, y donde no se puede suscribir un contrato por ser la misma persona jurídica. Ejemplo: plantas ICE conectándose a la red de transmisión del ICE o plantas de empresas distribuidoras que se conectan en su propia red. La CRIE solicita en el artículo 4.3.5.1 del Libro III del RMER para la puesta en servicio de la conexión en la RTR:

"La puesta en servicio de una conexión será autorizada por el EOR, en consulta con el OS/OM y el Agente Transmisor, cuando el solicitante haya cumplido con lo siguiente:. d) La suscripción del Contrato de Conexión u otorgamiento de la autorización de conexión, de acuerdo a lo previsto en las regulaciones nacionales de cada país; y ." Por lo anterior, se solicita modificar el título del artículo 34 con el nombre: "Contrato o convenio de conexión".

ARESEP. Análisis Técnico: Contrato o convenio es un mismo término por lo que se rechaza lo solicitado por el ICE.

(.)

(.)

ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se entiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto resaltado con negrita y subrayado:

El "Contrato de Conexión", tanto para conexiones nuevas como para existentes, deberá incluir al menos la información siguiente:

a. Definición de la terminología utilizada y la forma como debe interpretarse el contrato.

b. Determinación del objeto y alcance del contrato, incluyendo las obligaciones que se impongan al Operador del Sistema, al ICE, a la empresa de transmisión a la empresa distribuidora o a los usuarios.

c. Cita de la legislación que forma parte del contrato y rige en su interpretación y alcance:

i. Leyes 7593, 7200, 7508 y sus reformas, y reglamentos y leyes conexas ii. Resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía, en las redes de transporte o de distribución, así como de los cargos por operación del sistema correspondiente al Operador del Sistema emitidas por la Autoridad Reguladora.

iii. Normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora.

iv. Normas técnicas propuestas por el Operador del Sistema o el ICE y aprobadas por la Autoridad Reguladora d. Cargos por conexión a la red de transmisión o de distribución fijados por la Autoridad Reguladora i. Determinación de los cargos a pagar por los usuarios, forma de facturación y pago.

ii. Cronograma para el diseño, adquisición, construcción y puesta en servicio de la conexión.

iii. Frecuencia de revisión de los cargos.

iv. Información que el usuario debe suministrar al Operador del Sistema, al ICE, empresa de transmisión o empresa distribuidora para que puedan calcular los cargos correspondientes y ser aprobados por la Autoridad Reguladora.

e. Cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada del SEN, fijados por la Autoridad Reguladora.

f. Descripción de las obras y equipos que hacen parte de la conexión así como los límites físicos de la propiedad:

i. Del inmueble.

ii. En los equipos de alta, media y baja tensión.

iii. En los circuitos de protecciones.

iv. En los circuitos de sincronización.

v. En los circuitos de control.

vi. En el equipo registrador cronológico de eventos y registrador de fallas.

vii. En telecomunicaciones y telecontrol.

viii. En los circuitos de medida y telemedida.

ix. En el sistema contra incendio.

x. Otros aspectos que sean necesarios especificar.

g. De la transferencia al ICE, a la empresa de transmisión o empresa distribuidora de las líneas de derivación y del punto de conexión.

h. Asignación de responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y mantenimiento, preventivo y correctivo, para coordinar su ejecución de tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o líneas.

i. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.

j. Los servicios prestados entre las partes tales como:

i. La operación.

ii. El mantenimiento.

iii. Las comunicaciones.

iv. Los servicios auxiliares.

v. El suministro eléctrico para servicios propios.

vi. Préstamo o arriendo de equipo vii. Servicios de supervisión, medición e información.

k. Las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las partes.

l. Especificación del plazo de vigencia y causales de finalización del contrato.

m. Las causales de modificaciones y cancelaciones del contrato.

n. Pólizas de responsabilidad civil por los daños a consecuencia de deficiencias o fallas operativas en instalaciones y equipos.

o. Requisitos técnicos solicitados por el Operador del Sistema.

p. Listado de anexos que contengan los documentos relacionados con el contrato.

q. Cualquier otro aspecto que regule los deberes y derechos de las partes. Justificación: El apartado iv del punto c) crea inseguridad jurídica, y releva a la ARESEP de su mandato, por eso debe eliminarse. Esto ya se contempla en el apartado iii del punto c). En el punto d) cualquier cargo o tarifa para los servicios de este reglamento debe ser previamente determinado por la ARESEP, y en caso de que se cobren a los generadores privados, estos cargos deberá ser reconocido como parte de los costos que deben ser incluidos en sus tarifas. Esto también aplica para cualquier otro costo que se cree en este reglamento para estos administrados. Adicionalmente el subíndice i es repetición del postulado indicado en d. Los otros temas de los subíndices ii al iv no tienen relación con los cargos, por eso deben ser eliminados. El subíndice x del punto f) es innecesario y confuso.

Debe ser eliminado. En el caso del punto n) no se entiende la justificación de este requisito, que no ha existido antes en el SEN. Es mejor eliminarlo. En el caso del punto q) el reglamento debe ser taxativo, y no en adecuado dejar cláusulas abiertas que producen inseguridad jurídica e indeterminación. Es mejor eliminarlo.

ARESEP: Análisis técnico: Para mayor claridad se considera dejar los apartados iv y iii del punto c). No se evidencia ninguna inseguridad jurídica, como lo afirma ACOPE. Por otra parte resulta innecesario señalar lo indicado por ACOPE en relación con el reconocimientos de estos costos en las tarifas. En relación al subíndice i del punto d), se reubica para mayor claridad. Los demás subíndices quedan tal y como están. El subíndice x del punto f) es necesario que quede para establecer condiciones contractuales especiales. En cuanto al punto n) es necesario el establecimiento de pólizas de responsabilidad civil. Y por último es necesario para establecer condiciones contractuales especiales que convengan las partes.

(.)

(.)

ENEL:

En el apartado A del artículo 38, se indica ".los requerimientos de aislamiento externo y coordinación de aislamiento en el sitio de conexión usuario - ICE o empresa de transmisión o empresa distribuidora, deben cumplir con las normas aplicables, en el momento de su diseño". Solicitud: Ajustar el texto, indicando ".deben cumplir con la normativa aprobada por la Autoridad Reguladora, en el momento de su diseño". En el inciso f del apartado A del artículo 38, se indica "Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta a tierra de conformidad con lo que establezca el ICE o la empresa distribuidora según corresponda". No obstante, es la ARESEP quien debe incluir los requisitos técnicos e indicarlos como parte de este reglamento. Solicitud: Ajustar el texto, indicando "Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta a tierra según la normativa aprobada por la Autoridad Reguladora". Adicionalmente, solicitamos especificar los requisitos e incluirlos en este reglamento.

ARESEP: Análisis Técnico: La Autoridad Reguladora no puede llegar a establecer detalles de normativa técnica en lo que respecta a diseño de infraestructura eléctrica y de equipamiento, aspectos que les corresponde a las empresas eléctricas, debiendo la Autoridad Reguladora avalar dichas normas, si se considera oportuno desde el punto de vista regulatorio, y dirimir los conflictos que se presenten. Caso contrario se estaría llegando a un estado de coadministración.

(.)

(.)

a. Equipo de protección.

(.)

ICE:

Se solicita agregar el texto al final del segundo párrafo del inciso "b" que se resalta a continuación:

"El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán al Generador los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de respaldo por fallas en los equipos del Generador conectados directamente al sistema de transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de transmisión conectados directamente al equipo del Generador, desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia. El Operador del Sistema especificará para las plantas de generación renovables no convencionales, mayores de 1 MW, los requisitos mínimos requeridos para soportar huecos de tensión en la red de transmisión sin la desconexión de éstos del SEN, con el fin de garantizar la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional." Lo es anterior es necesario para cubrir los requisitos de tecnologías como plantas fotovoltaicas y eólicas.

ARESEP: Análisis técnico: No se considera necesario, pues el segundo párrafo es claro en sí mismo para todo tipo de fuente de energía primaria. El Operador del sistema debe establecer tales requisitos conforme a lo indicado en el artículo 45 de esta norma y en el contrato de conexión (artículo 34 y 35).

(.)

f. Equipo de supervisión y control.

(.)

ACOPE, PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita ajustar la redacción según se propone seguidamente. Se entiende eliminado el texto con tachadura. Se entiende incluido el texto resaltado con negrita y subrayado:

a. Equipo de interrupción.

Toda conexión entre un "Generador" y el SEN debe ser a través de interruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el punto de conexión. Mediante los estudios indicados en el Capítulo III de esta norma, el ICE o la empresa distribuidora brindarán al usuario, en un plazo no mayor a 90 días contados a partir del día siguiente a la formulación de la petitoria y como parte del estudio de conexión (artículo 30), la información necesaria de valores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del sistema de transporte o de distribución en el punto de conexión.

b. Equipo de protección.

Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al sistema de transmisión deben cumplir con los requisitos que el ARESEP ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN por fallas en los circuitos propiedad de los generadores.

El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán al "Generador" los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de respaldo por fallas en los equipos del "Generador" conectados directamente al sistema de transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de transmisión conectados directamente al equipo del "Generador", desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia.

Con base en las normas de este reglamento A criterio del ICE y del Operador del Sistema, el "Generador" debe proveer una protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores locales o remotos, que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable después de detectada la condición de falla de interruptor.

Adicionalmente y siempre según las normas establecidas por la ARESEP a criterio del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema, el "Generador" deberá proveer las protecciones que minimizan el impacto de fallas sobre el SEN siguientes:

i. Protección por deslizamiento de polos, la cual se exigirá según los requerimientos de operación del SEN.

ii. Protección de alta y baja frecuencia según los límites especificados en el plan de operación y el artículo 12 de esta norma.

Los sistemas de protección deberán contar con equipos de respaldo para garantizar la integridad de los esquemas de protección y deberán ser adecuadamente coordinados, según los requerimientos del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema y además instalados de común acuerdo con el ICE.

De igual forma, las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al sistema de distribución deben cumplir con los requisitos que establezca la ARESEP que la empresa distribuidora y el Operador del Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN y en la red de distribución por fallas en los circuitos de propiedad de los generadores.

c. Equipo de medición comercial.

El "Generador" La empresa transmisora o la empresa distribuidora, según corresponda, debe proveer la infraestructura y equipo necesario en el punto de conexión para llevar la información que se requiera de medición y registro de potencia, y de calidad, para efectos tarifarios, de conformidad con lo establecido en la disposición técnica AR-NTCON "Uso, Funcionamiento y Control de Contadores Eléctricos" y con el Sistema de Medición Comercial Regional, según corresponda.

d. Equipos de telecomunicaciones.

Para asegurar el correcto control operativo la coordinación entre el "Generador" y el Operador del Sistema, según se consigne en el "Contrato de Conexión" y a criterio del Operador del Sistema establecidos en protocolos aprobados por la Autoridad Reguladora, se deben establecer uno o varios de los siguientes servicios de telecomunicaciones:

i. Servicio de telefonía operativa.

ii. Teleprotección.

iii. Servicio de comunicación de emergencia (estación base de la red móvil del ICE, red pública conmutable, telefonía celular) que dé respaldo en los casos de colapso de la telefonía operativa.

iv. Servicio de telefax Además de los anteriores servicios y siempre a criterio del Operador del Sistema y del ICE, se debe proveer la infraestructura en las comunicaciones para llevar la información desde el punto de conexión a la red de transmisión siguiente:

i. Datos generados por el equipo de supervisión y control, según inciso f) de este artículo.

ii. Datos del equipo de registro de fallas, según inciso e) de este artículo.

iii. Datos del equipo de medición comercial, según inciso c) de este artículo.

e. Equipo registrador de fallas.

El "Generador" debe disponer de un sistema registrador de fallas que permita al Operador del Sistema, supervisar el desempeño de los circuitos de conexión del "Generador" al SEN en el punto de conexión. Los requisitos técnicos del sistema registrador de fallas serán especificados por el Operador del Sistema en coordinación con el ICE.

f. Equipo de supervisión y control.

El "Generador" debe contar con la infraestructura y equipo necesario para transmitir la información que se requiera para supervisión y control por parte del Operador del Sistema.

Justificación: En el punto b) se eliminan las frases que remiten los temas de reglamentación a los criterios del ICE o la empresa de transmisión, o el Operador del Sistema, o las distribuidoras. No se entiende como el ARESEP propone trasladar funciones de regulación y control, que le son propias, a otros actores del SEN. Esta disposición es absolutamente arbitraria, y una norma técnica no puede quedar a la ocurrencia de otros administrados de la ARESEP. Es la Autoridad Reguladora quien debe incluir, explícitamente los requisitos para este y otros temas técnicos. Se incluyen anexos como propuesta técnica al final de este documento.

En el caso de los puntos d) y e) la razón para su eliminación es que el generador puede no tener control sobre esa infraestructura, por lo que no es posible establecer obligaciones que no se puedan cumplir. Es importante aclarar este tema, pues produce inseguridad jurídica. No puede este tema quedar sin el debido detalle a nivel de reglamento. Para su debido tratamiento se adjunta un anexo al final de este documento. Adicionalmente no se entiende el entrecomillado de la palabra generador, considerando que es parte de las definiciones.

ARESEP: Análisis Técnico: En lo que respecta al punto b) es necesario aclararle a ACOPE, que la ARESEP es un organismo regulador que supervisa el accionar de los diferentes participantes de la industria eléctrica. No es un operador para que asuma responsabilidades que no le competen, pues se estaría llegando a estado de coadministración con respecto al Operador del Sistema; las empresas transmisoras y distribuidoras tiene que asumir sus responsabilidades en cuanto a la operación de sus redes. En ese sentido si existiese una controversia por lo actuado por el Operador del Sistema, las empresas distribuidoras o transmisoras, la ARESEP resolvería el conflicto, de conformidad con sus potestades legales. Consecuentemente no se acepta lo indicado por ACOPE, pues la ARESEP no puede llegar a establecer un nivel de detalle en cuanto a normativas de diseño y construcción, pues se estaría llegando a un nivel de coadministración. La ARESEP debe revisar requisitos y evaluar que no sean abusivos y resolver todos los conflictos que en este tema de generen pero nunca llegar a un nivel de detalle. En relación con los puntos d) y e) ACOPE no indica porque no puede tener acceso a estos equipos. Y por último en cuanto a las comillas en la palabra generador, estas fueron eliminadas como resultado de la audiencia anterior a que fue sometida esta propuesta de norma.

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c. Ajustes de protecciones.

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ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

Es importante indicar que para todos los requisitos de este artículo, existen normas internacionales que deben incluirse en este reglamento.

ARESEP: Análisis Técnico: Este Organismo Regulador es conocedor de la existencia de normativa internacional, pero se le reitera a ACOPE, de que el ente regulador no puede llegar a un nivel de detalle que implique coadministración.

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ICE:

Se solicita cambiar el límite de 5 MW por 1 MW en el siguiente texto:

"Todos los Generadores con unidades de generación iguales o superiores a 5MW 1MW, a requerimiento del Operador del Sistema y bajo las condiciones que este establezca y apruebe la Autoridad Reguladora deben proveer:." Lo anterior debido a que se crea un vacío regulatorio para generadores entre 1 MW y 5 MW. Se considera que el capítulo XII de ésta norma regula las condiciones para generadores menores a 1 MW y que éste artículo 41 presenta los requisitos para generadores mayores a 1 MW, siguiendo el criterio del Operador del Sistema indicado en el mismo.

Inciso i Con respecto al inciso "i." de este artículo se debe agregar el texto resaltado:

i. Control de tensión y suministro de potencia reactiva.

Nota: No interesa que los generadores controlen la potencia reactiva, pero sí que tengan la capacidad de suministrarla.

ARESEP: Análisis Técnico: No existe vacío regulatorio entre las plantas con potencia superior a 1 MW y las plantas con potencia inferiores a 5 MW, ya que todas las plantas inferiores a 5 MW no son plantas despachables por el Operador del Sistema. No indica el ICE cuales son los efectos sobre el SEN de pedir requisitos a plantas inferiores a 5 MW y superiores a 1MW para poder ser evaluados por la ARESEP con respecto a su costo beneficio en relación con la operación óptima del SEN. En cuanto al inciso i, el indicar tener control de potencia reactiva implica la capacidad de suministrarla. No obstante para mayor claridad se indica "Control de tensión y de suministro de potencia reactiva.

ACOPE, ENEL:

Al final de este artículo es necesario incluir la frase: "Para las empresas generadoras estos costos serán reconocidos en sus tarifas". Justificación: La ARESEP debe reconocer estos costos en las tarifas de los generadores en caso de que sean cobrados, esto después de que la Autoridad Reguladora defina su metodología de cálculo y su fijación.

ARESEP: Análisis técnico: Resulta innecesario indicar lo solicitado, ya que esos son temas tarifarios.

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ICE:

Se recomienda modificar el indicador. La práctica de restricción por seguridad operativa a veces requiere aplicar límites a la potencia total transmitida por un grupo de líneas de transmisión. Lo anterior implica problemas de calcular un "EGRESTOP" debido a que la distribución de los flujos de potencia se da siguiendo razones de impedancia eléctrica y el punto de operación del SEN. Lo anterior imposibilita el cálculo del valor deseado por elemento, pues tendrían que suponerse condiciones de repartición de potencias activas por las líneas y posibles despacho aguas arriba de este punto en la red.

Se solicita modificar el indicador por un índice de tiempo porcentual de la línea operando restringida. Este podría ser igual al tiempo semestral en que la línea está restringida entre el tiempo total de horas del semestre. Con esto se daría una indicación de zonas restringidas.

ARESEP: Análisis técnico: Se entiende las situaciones de restricción por grupos de líneas de transmisión, pero no comprendemos las limitaciones para calcular el indicador. Adicionalmente el ICE recomienda modificar el indicador por un índice porcentual de la línea operando en forma restringida, pero no aporta una propuesta concreta al respecto.

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ICE:

La última fórmula de este artículo en el texto actual de la norma se define como sigue:

Dado que el indicador es para medir el grado de utilización, se solicita a la ARESEP modificar la fórmula eliminando la capacidad de la unidad más grande, ya que este es un valor global que va a medirse a lo largo de un semestre completo, donde la condición de operación normal será con todas las unidades de transformación en operación. La fórmula propuesta quedaría como sigue:

ARESEP: Análisis técnico: No es claro el ICE en sus argumentos por lo que se rechaza su solicitud.

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(...)

• b)Por su origen ACOPE, ENEL, PLANTAS EÓLICAS:

Se solicita sustituir los valores de la tabla 6, ubicada en el punto b) de este artículo para que se lea de la siguiente forma:

Tabla N° 6 Clasificación de las indisponibilidades por su duración

Justificación: Los 30 minutos es un período demasiado corto y crearía una alta carga de trabajo, costosa e innecesaria; por eso se proponen 48 horas como un período más razonable ARESEP: Análisis técnico: No detalla ACOPE porque resultaría una alta carga de trabajo. Además es una clasificación de las indisponibilidades. La oposición de ACOPE no tiene sentido técnico ni jurídico por lo que se rechaza.

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El Capítulo XII norma la actividad de generación a pequeña escala con fuentes renovables, tanto para autoconsumo como para uso y venta de excedentes. Como se trata de dos actividades que tienen condiciones y características regulatorias muy distintas, es conveniente que se traten claramente diferenciadas en la norma, para lo cual solicitamos que se adopten las definiciones y los conceptos básicos que a continuación se indican.

Las definiciones de las actividades de generación distribuida bajo interés son:

Generación Aislada de la Red:

Generación de energía eléctrica que realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación, con el fin de abastecer únicamente sus necesidades eléctricas propias. Se realiza desconectada del SEN y por lo tanto no es regulada por la presente norma.

Generación Distribuida de Autoconsumo:

Generación de energía eléctrica, realizada por el cliente eléctrico dentro de su instalación, con el único propósito de satisfacer exclusivamente sus necesidades eléctricas propias, funcionando en paralelo con el SEN.

Generación Distribuida de Pequeña Escala:

Generación de energía eléctrica con sistemas de generación de pequeña escala, realizada por el cliente eléctrico dentro de su instalación, funcionando en paralelo con el SEN, con el doble propósito de satisfacer sus necesidades propias y de vender la energía excedente a la empresa distribuidora.

Atendiendo las definiciones anteriores, los conceptos básicos que debe contener la norma son los siguientes:

Generación Aislada de la Red:

No se conecta al SEN No requiere concesión Por ser una actividad privada no requiere ser regulada por esta norma Generación Distribuida de Autoconsumo:

Funcionamiento en paralelo con el SEN No requiere concesión La realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por lo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico Por política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a cogeneración Como el único propósito es satisfacer parcial o totalmente las necesidades propias de electricidad, el cliente no puede vender energía ni esperar retribución alguna de la empresa eléctrica Por ser beneficioso tanto para el cliente eléctrico como para el sistema eléctrico nacional, los eventuales excedentes de potencia que el cliente inyecte a la red se acumularán en una cuenta anual para compensar la demanda acumulada del cliente.

Las inyecciones acumuladas anuales en exceso sobre las demandas acumuladas anuales no serán reconocidas por la empresa distribuidora La fecha de inicio del período anual se debe fijar para cada cliente según el tipo de fuente del sistema de generación, para permitir el aprovechamiento máximo del ciclo estacional del recurso natural renovable El sistema de generación puede ser de cualquier tamaño, ya que está económicamente limitado por su función de autoconsumo Por la misma razón, la acometida del cliente en la mayor parte de los casos, será adecuada para soportar la operación del sistema de autoconsumo Generación Distribuida de Pequeña Escala:

Funcionamiento en paralelo con el SEN.

Requiere concesión La realiza un cliente eléctrico dentro de su instalación eléctrica, por lo tanto se conecta al SEN a través de su acometida de servicio eléctrico Por política energética nacional se restringe a fuentes renovables o a cogeneración Esta actividad tiene el doble propósito de satisfacer las necesidades eléctricas del cliente eléctrico y vender energía a la empresa distribuidora Requiere la contabilización independiente de los flujos demandados y de los flujos inyectados a la red Requiere un límite de tamaño (potencia o generación) para que calce con la definición de pequeña escala El precio de compra es regulado por la ARESEP Estas definiciones imponen para la actividad clasificada como "Generación Distribuida para Autoconsumo" las siguientes consideraciones y conceptos:

Normas simplificadas para autoconsumo con sistemas pequeños Los sistemas de generación pequeños en la categoría de Generación Distribuida para Autoconsumo, del orden de unos pocos kW, no ponen individualmente en riesgo la seguridad ni la operación del SEN como si lo pueden hacer los grandes generadores.

La imposición de requisitos y revisiones desproporcionados se convierten en barreras innecesarias para los clientes y en sobrecostos para el país.

Por esta razón, se deben prever los casos de generación distribuida para autoconsumo de muy pequeña escala, y establecer una normativa simplificada para ellos.

Interconexión de los sistemas de generación En Generación Distribuida para Autoconsumo, el sistema de generación está conectado dentro de la instalación eléctrica del cliente, funcionando en paralelo con la red. Por lo tanto la interconexión entre el equipo generador y el SEN es a través de la acometida eléctrica del cliente.

Como el único propósito de este sistema de generación es satisfacer las demandas propias del cliente, su capacidad será del mismo orden de magnitud de la capacidad que el cliente demanda de la red. Por lo tanto en la gran mayoría de los casos, la acometida eléctrica con y sin sistema de generación es exactamente la misma. Esto hace inconsistente solicitar obligatoriamente la instalación de una nueva interconexión, o la instalación de transformadores exclusivos para el sistema de generación.

Operación en isla Entendiendo operación en isla la energización de un segmento de la red separada del resto del SEN, debe ser totalmente prohibida la operación en isla de la red alimentada por un sistema de generación de un cliente bajo Generación Distribuida para Autoconsumo. Los sistemas de protección y seguridad del sistema que instale el cliente deben bloquear esta posibilidad.

Bajo el régimen de autoconsumo, cuyo objetivo único es atender demandas propias, ningún cliente debe poder alimentar cargas de terceros a través de la red, aunque sea temporalmente y bajo condiciones de excepción.

Operación y desconexión del sistema de generación El único responsable de la operación del sistema de generación bajo el régimen de autoconsumo es el cliente. Si la interacción del cliente con la red causa cualquier tipo de perturbación, la empresa distribuidora debe poder exigir al cliente que solucione el problema, y en casos graves o de urgencia, la empresa distribuidora debe poder desconectar al cliente, incluso sin aviso previo.

Es inconsistente normar que la empresa distribuidora pueda exigir la capacidad de realizar maniobras remotas de conexión y desconexión del generador que está dentro de la instalación del cliente.

Oposición y solicitud Se solicita que la ARESEP adopte la definición de "Generación Distribuida para Autoconsumo" y que la regule en forma separada de las otras formas de generación distribuida que sí incluye el propósito de vender energía. Esta regulación deberá ser consistente con las observaciones realizadas.

Dentro de la actividad de "Generación Distribuida para Autoconsumo" también se solicita que la ARESEP establezca normas simplificadas para los sistemas de generación de pequeño tamaño.

Se solicita además que se hagan los ajustes necesarios para que las observaciones realizadas a los temas de conexiones, operación y desconexión, para la Generación Distribuida, sean incorporadas en esta norma.

En particular se llama la atención en la necesidad de ajustar los artículos 3 del Capítulo I y los artículos 123, 124, 126, 131, 143, 147, 148 y 149 del Capítulo XII en lo que interesan a la "Generación Distribuida para Autoconsumo".

ARESEP: Análisis Técnico: El ICE presenta una mezcla de conceptos y términos sin coherencia alguna los cuales no dan ningún valor agregado a la norma propuesta cuyo objetivo es regular la generación a pequeña escala, a partir de fuentes renovables que opera en paralelo con el SEN y que es mayoritariamente para autoconsumo pero que tiene la opción de intercambiar física y monetariamente, excedentes con las empresas distribuidoras. Por lo anterior, se rechaza lo solicitado por el ICE.

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ACESOLAR:

El artículo 123 de la Norma Técnica POASEN, actualmente propone:

"El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan las empresas distribuidoras. Además deberá contar con la concesión respectiva de conformidad con la legislación vigente." Se solicita aclarar en el texto del artículo que la concesión de servicio público se necesita únicamente para la medición neta compleja, pues actualmente el texto es omiso y se podría interpretar que para la medición neta sencilla también se requiere concesión. Ello no es necesario de conformidad con la legislación vigente, pues con la medición neta sencilla no hay venta ni reconocimiento económico de energía, por cuanto no se configura el servicio de generación de energía regulado en el artículo 5 de la Ley N° 7543.

Se propone la siguiente redacción:

"El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovable es libre para cualquier abonado o usuario, siempre y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos establecidos en esta norma, que con fundamento en ella, establezcan las empresas distribuidoras. Además, para la medición neta compleja se deberá contar con la concesión respectiva de conformidad con la legislación vigente." ARESEP: Análisis técnico: Desde el punto de vista jurídico tanto, la operación de generadores en paralelo con el SEN es un servicio público independientemente que el intercambio de energía sea meramente de unidades físicas (neteo) o bien exista intercambio de unidades monetarias. Por lo anterior, se rechaza la petitoria de ACESOLAR.

CNFLSA, COOPELESCA:

El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovables es libre para cualquier abonado, siempre y cuando la red de distribución cuente con las condiciones técnicas para tal efecto y el interesado cumpla con las condiciones técnicas, comerciales y requisitos establecidos en esta norma, y con las que con fundamento en ella, establezcan las empresas distribuidoras. Además deberá de contar con la concesión respectiva de conformidad con la legislación vigente.

Justificación: Se elimina el acceso a usuarios por cuanto, de acuerdo con definición de generador a pequeña escala para autoconsumo un usuario no podría tener acceso a la red de distribución para efectos de generación.

ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por la CNFLSA, dado que un usuario con la debida autorización de un abonado, puede instalar en un inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña escala para autoconsumo.

COOPEGUANACASTE:

En el artículo se menciona: "El acceso a la red de distribución nacional, para efectos de interconectar y operar micro o mini generadores para autoconsumo a partir de fuentes de energía renovables es libre para cualquier abonado o usuario."Se recomienda excluir la palabra "usuario" toda vez que éstos no son abonados (no consumen, no tienen medidor, no están conectados a la red) de manera que el modelo de autoconsumo no cabe para esta figura.

ARESEP: Análisis técnico: No se acepta lo manifestado por COOPEGUANACASTE, dado que un usuario con la debida autorización de un abonado, puede instalar en un inmueble alquilado un sistema de generación a pequeña escala para autoconsumo.

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CNFLSA Se autoriza la interconexión y operación en paralelo de micro generadores con la red de distribución a baja tensión y la de mini generadores a la red de distribución de media tensión a través de un transformador exclusivo cuya capacidad será mínimo un 10% superior a la capacidad del mini generador o del micro generador cuando corresponda. Justificación: Se agrega esta condición técnica a los micro generadores cuando corresponda en función de la potencia instalada y en congruencia con lo establecido en esta misma norma.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA ya que los micro generadores cuya potencia es inferior a 100 KVA, pueden interconectarse directamente a la red de distribución secundaria. En todo caso si se requiriera el uso de un transformador exclusivo, el mismo debe justificarse como resultado del estudio indicado en el artículo 126 de esta norma.

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ACESOLAR ACESOLAR solicita que en ambos artículos (125 y 126) se establezca un plazo razonable de repuesta por parte de las empresas distribuidoras para informar el cliente el resultado de los estudios, así como las sanciones que se aplicaran en caso de que la empresa distribuidora se niegue a cumplir con este deber.

Ello es importante pues la renuencia de las empresas distribuidoras a desarrollar la capacidad técnica y administrativa para cumplir con estas obligaciones, puede resultar en procedimientos largos e ineficientes que sean un desincentivo para promover la generación distribuida en sitios de gran interés. ACESOLAR propone que se establezca un plazo máximo de quince días hábiles para tal respuesta.

ARESEP: Análisis técnico: Resulta inapropiado establecer requisito de plazo en esta norma, ya que los mismos corresponde a la administración propia de cada empresa y depende de las particularidades de cada empresa en lo que respecta a área de cobertura, arquitectura y equipamiento de la red, características geográficas, etc. En caso de un conflicto por el tiempo de respuesta los interesados podrán interponer la queja ante la ARESEP la que resolverá considerando los aspectos señalados.

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CNFLSA, COOPELESCA:

En toda solicitud de conexión de un micro o mini generador a la red de distribución, la empresa distribuidora deberá efectuar el estudio de viabilidad técnica correspondiente, cuyo costo será cubierto por el interesado. El estudio tomará en consideración el crecimiento de la demanda, la cargabilidad del circuito, la naturaleza del recurso energético primario (eólico, fotovoltaico, hidráulico, etc.) y los criterios normativos emitidos por la Autoridad Reguladora en lo que respecta a continuidad y calidad del suministro, así como las siguientes consideraciones:.Justificación: Se considera necesario establecer técnica de la conexión de un micro o mini generador a la red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por la CNFLSA por cuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad de sus redes para la generación en paralelo con sus redes de conformidad con el artículo 125. En lo que respecta al estudio indicado en el artículo 126, los costos de los mismos es algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 y que por tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad Regulador en su momento oportuno.

COOPEGUANACASTE:

Es necesario especificar que los costos de los estudios aunque sean realizados por la distribuidora, deben ser pagados por el interesado.

ARESEP. Análisis técnico: No se acepta lo solicitado por COOPEGUANACASTE por cuanto las empresas deben estudiar y analizar la capacidad de sus redes para la generación en paralelo con sus redes de conformidad con el artículo 125. En lo que respecta al estudio indicado en el artículo 126, los costos de los mismos es algo a considerar en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 y que por tanto es un aspecto tarifario a atender por la Autoridad Regulador en su momento oportuno.

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CNFLSA, COOPELESCA:

Los costos de las adecuaciones de la red de distribución para la interconexión de mini generadores y de micro generadores correrán por cuenta del interesado. Justificación:

Se considera necesario establecer explícitamente que cualesquiera adecuaciones a la red de distribución originadas en la conexión de un micro o mini generador a la red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución que sea cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.

ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser interconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se considera aceptable lo solicitado por la CNFLSA.

COOPEGUANACASTE:

Los sistemas de generación distribuida requieren de una inversión importante de dinero, de manera que los abonados que se incorporen a esta actividad serán aquellos con los mejores ingresos y no así aquellos de clases sociales bajas, los cuales con apuros pueden pagar su recibo eléctrico mensualmente. Bajo estas circunstancias lo lógico y lo justo es que los costos asociados a adecuaciones de red en baja o media tensión para la conexión de sistemas de generación distribuida, sean asumidos por los generadores de esos costos y no trasladados vía tarifa al resto de los abonados.

Recomendamos que se señale que todas las adecuaciones de red independientemente que sean en la redes de baja o de media tensión, deben ser cubiertas por el interesado para no impactar las tarifas de los demás usuarios.

ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser interconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se considera aceptable lo solicitado por COOPEGUANACASTE.

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Ra-Newables SRL:

Añadir EXCLUSION MINIMO DE MT DE 120.000 KWH ANUAL (como tiene el ICE).

ARESEP: Análisis técnico: no se indica el fundamento técnico ni legal para establecer la exclusión solicitada, por lo que se rechaza la petitoria de Ra-Newables SRL.

CNFLSA, COOPELESCA:

En ambas modalidades de régimen contractual, tanto en el caso de excedentes de producción como en el caso en que el consumo iguale a la producción, el generador a pequeña escala deberá cancelar mensualmente a la empresa, el costo de acceso a la red de distribución.

Justificación: El costo de acceso debe ser calculado por cada empresa distribuidora y aprobado por ARESEP y debe cubrir los costos proporcionales de desarrollo, operación y mantenimiento del sistema de distribución disponible y los costos de disponibilidad del respaldo de la generación por cuanto estos costos no deben ser cargados al resto de clientes y usuarios tanto de la empresa distribuidora como del Sistema Eléctrico Nacional.

ARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se atenderán oportunamente por la Autoridad Reguladora. No obstante para mayor claridad se elimina el término "equivalente al monto de la tarifa mínima" COOPEGUANACASTE:

El costo de acceso a la red debe ser calculado por cada empresa y puesto en conocimiento de Aresep para su aprobación. La tarifa mínima actualmente no refleja estos costos, más bien es un subsidio para los clientes que menor consumo tienen y los cuales se suponen son los más pobres, esto especialmente en las tarifas residenciales. Actualmente, en la estructura de costos de Coopeguanacaste el gasto de operación y mantenimiento más el rédito para desarrollo significa un 27% de los ingresos. A manera de ejemplo, un cliente que consume 1000kWh mensuales, le aporta a la Cooperativa ¢25.302 por los rubros indicados. Si abonados de este tipo instalan sus propios sistemas de generación en forma tal que compensen su consumo (consumo neto cero), pagarían solamente ¢2.070 (tarifa mínima actual), no obstante a que seguirían generando los mismos costos a la distribuidora (mantenimiento de la red, disponibilidad de la red, lectura, facturación, etc). De esta forma queda claro que el esquema que plantea Aresep es una seria amenaza financiera para las distribuidoras y especialmente para Coopeguanacaste, toda vez que se ubica en una zona de altísima radiación solar por lo que se prevé una gran proliferación de sistemas fotovoltaicos en caso de que a través de una normativa consigan condiciones ventajosas a costa de los demás abonados.

ARESEP. Análisis técnico: Estos son aspectos tarifarios que se atenderán oportunamente por la Autoridad Reguladora. Adicionalmente, es necesario indicarle a COOPEGUANACASTE, que la tarifa mínima debe corresponder a los costos fijos de la empresa, aspecto tarifario que debe atenderse oportunamente. No obstante para mayor claridad se elimina el término "equivalente al monto de la tarifa mínima" (.)

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ACESOLAR:

El artículo 126 de la Norma Técnica POASEN establece:

"El generador deberá, si la empresa distribuidora lo requiere, adquirir y mantener una póliza de responsabilidad civil por los daños que la operación de sus equipos o fallas de sus instalaciones pueda ocasionar a la empresa distribuidora o que ésta produzca asus abonados o usuarios, a consecuencia de deficiencias o fallas operativas de sus instalaciones y equipos." ACESOLAR sugiere que se elimine su aplicación a los generadores fotovoltaicos que utilicen inversores que cumplan con la norma UL1741, por cumplir con los estándares de seguridad de la respectiva norma.

ARESEP: Análisis técnico: El artículo indica si la empresa lo requiere. Es decir la póliza es a solicitud de la empresa distribuidora, la que eventualmente deberá hacerse responsable de daños que la operación de ese generador pueda causar en sus propias instalaciones o en la de los demás usuarios servidos a través de su red de distribución, si se requiere y no la solicita.

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ACESOLAR:

Restringir la operación en isla por criterio de potencia, no tiene una justificación técnica válida, pues los sistemas con inversores que cumplan con la norma UL1741 no causan disturbio o daño alguno a la red de distribución.

Además, pueden existir usuarios de cualquier capacidad de potencia de sistemas interesados en contar con un sistema interactivo con la red pero al mismo tiempo que funcione con respaldo de energía, lo cual puede ser muy beneficioso para el usuario y representar un incentivo más para instalar un sistema de autoconsumo.

Por tanto, se recomienda la siguiente modificación al primer párrafo del artículo:

"En caso de que los generadores distribuidos técnicamente sean capaces de operar en forma aislada y la empresa distribuidora autorice dicha operación, se requerirá de un canal de comunicación entre el sistema de protección de la empresa distribuidora y el generador distribuido." ARESEP: Análisis técnico: El artículo es bastante claro, independientemente de la tecnología del generador. La operación en isla, de ser técnicamente posible, será autorizada por la empresa distribuidora y deberá cumplir con las condiciones técnicas que para tales efectos, se le establezcan por parte de la empresa eléctrica y en concordancia con la normativa técnica emitida por la Autoridad Reguladora.

En cuanto a los microgeneradores estos se excluyeron pues son muy pequeños y están conectado a la red secundaria por lo que su operación en isla puede alterar las condiciones de suministro a terceros conectado a la red de distribución secundaria. No debe olvidar ACESOLAR que está hablando generadores que operan en paralelo con la red. No son generadores para autoconsumo puro sin interacción con la red.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Las empresas distribuidoras podrán desconectar las instalaciones del generador a pequeña escala para autoconsumo, previo aviso de al menos 24 horas de antelación, en las siguientes situaciones:

Justificación: Se considera necesario establecer claramente que son las empresas distribuidoras las autorizadas para la desconexión.

ARESEP. Análisis Técnico. No se encuentra diferencia entre lo propuesto y el texto de la norma.

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(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Será responsabilidad de las empresas distribuidoras:

..

d. Adecuar la red de distribución en baja tensión para la interconexión y operación en paralelo de los micro generadores cuyos costos serán cubiertos por el interesado. Justificación: Se considera necesario establecer la red de distribución originadas en la conexión de un micro o mini generador a la red de distribución debe ser costeado por el interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto atribuible a la red de distribución que sea cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica.

ARESEP. Análisis Técnico: ARESEP. Análisis Técnico: Se considera que para micro generadores con potencias menores o iguales a 50 kVA, pueden ser interconectados a la red sin generar adecuaciones a la red, por lo que no se considera aceptable lo solicitado por la CNFLSA. En todo caso si se requiriera una adecuación la misma deberá ser cancelada por el interesado de conformidad con lo indicado en el artículo 128 de esta norma.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

Las empresas distribuidoras son responsables de implementar los mecanismos necesarios para efectuar las liquidaciones anuales para los contratos tipo "Medición Neta Completa", indicados en el artículo 131 de la presente norma. Justificación: Se considera que este artículo no es congruente con lo indicado en el Artículo 131 por cuanto el cambio en Inciso a de este último hace inexistentes las liquidaciones mensuales de energía para los contratos tipo "Medición Neta Sencilla" por lo que en ambos esquemas contractuales definidos en el Artículo 131 serán necesarias solamente las liquidaciones anuales para los contratos.

ARESEP. Análisis técnico: Es incorrecta la apreciación de la CNFLSA, en el contrato "Medición Neta Sencilla", se debe hacer liquidaciones mensuales de la energía producida y consumida.

(.)

(.)

CNFLSA, COOPELESCA:

El sistema de medición para el registro de la energía consumida y generada en los servicios con generación a pequeña escala para autoconsumo, estará a cargo de la empresa eléctrica y cumplirá con lo indicado en la norma emitida por la Autoridad Reguladora AR-NT-CON "Uso, funcionamiento y control de contadores de energía eléctrica" y sus reformas. El costo del sistema de medición, su operación y mantenimiento deberá ser cubierto por el generador. Justificación: Se considera necesario establecer explícitamente en este artículo que cualesquiera costo asociado al sistema de medición de un micro o mini generador por su conexión a la red de distribución debe ser cubierto por el interesado por cuanto no se puede considerar como un gasto que sea cargado a la tarifa de los demás usuarios o abonados de la empresa eléctrica ante la posibilidad de que su conexión no represente ingresos para la empresa distribuidora.

ARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de la empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 de esta norma.

COOPEGUANACASTE:

Considerando los mismos argumentos que expresamos para el artículo 127, creemos que el sistema de medición debe ser pagado por el interesado y no traslado vía tarifa a todos los demás abonados que no tienen posibilidad de contar con un sistema de generación distribuida. En este sentido es importante recalcar que los medidores a utilizar son más costosos debido a que deben conservar registros en dos direcciones del flujo de energía. Por otra parte, si la norma establece que se permite un máximo de 49% de excedentes calculados sobre la base de la generación mensual, esto hace automáticamente que se deba instalar un medidor a la salida del generador para controlar el cumplimiento de este tope, de manera que por cada generador posiblemente se tenga que contar con dos sistemas de medición. Reiteramos nuestra solicitud y propuesta de que el costo de los sistemas de medición para generadores sea asumido por ellos mismos.

ARESEP. Análisis Técnico. El costo de la medición corre por cuenta de la empresa eléctrica y se considerará en la tarifa de acceso indicada en el artículo 132 de esta norma.

(.)

(.)

ICE:

Se reitera el comentario del ICE. En la versión anterior del Artículo 166, se establecía que el Operador del Sistema en coordinación con el ICE se encargarían de los que fuera relevante con respecto a los racionamientos eléctricos y en esta nueva versión se eliminó la participación del ICE. Se solicita volver a la redacción anterior debido a que la coordinación entre el ICE y el Operador del Sistema es esencial para enfrentar estas situaciones de una forma adecuada.

ARESEP. Análisis técnico: Al indicarse ". en coordinación con las empresas transmisoras.", de manera implícita abarca al ICE, pero para mayor claridad se incorpora lo solicitado por el ICE.

(.)

(.)

ICE:

Se deben incluir las siguientes notas al pie de la tabla de criterios de planificación, diseño y operación del Anexo A. Estas aclaraciones forman parte integral de dicha tabla.

"Las aclaraciones a la tabla anterior son:

1. La indisponibilidad de componentes por mantenimiento programado no se considera como contingencias. Los Criterios de Seguridad deben cumplirse durante los mantenimientos programados, lo que comprende el cumplimiento de todas las categorías de la tabla anterior.

2. Los Criterios de Seguridad no necesariamente se tienen que cumplir para porciones radiales del sistema, si no representan un peligro de seguridad para el sistema eléctrico.

3. El límite de carga o límite térmico continuo corresponde a la magnitud de corriente con que la línea o equipo puede operar en forma continua. El límite de emergencia puede ser mayor al límite térmico continuo y corresponde al límite de 10 minutos en caso que la sobrecarga se alivie por medios automáticos o al límite de 30 minutos en caso que se deba aliviar la sobrecarga por intervención manual del operador.

4. La estabilidad del sistema se refiere tanto a la estabilidad angular, estabilidad de voltaje y estabilidad dinámica.

5. La falla de interruptor debe incluir tanto la no apertura cuando se requiera, como la falla de aislamiento interno o externo en sus cámaras.

6. El disparo de carga en forma controlada para proteger el sistema en caso de contingencias múltiples será ejecutado por medio de esquemas previamente evaluados e implementados. Estos pueden ser esquemas de disparo manual de carga o esquemas automáticos (sistemas de protección especial). Se acepta también el disparo de generadores y cambios topológicos de la red si se determina que salvaguardan la integridad del sistema en caso de contingencias múltiples. Los sistemas de protección especial deben ser redundantes.

7. Los límites de carga aplican para todos los componentes del sistema.

8. Luego de ocurrir una contingencia única (falla de categoría B) debe realizarse un ajuste del sistema eléctrico en un período de 30 minutos, para que en caso de ocurrir una segunda contingencia de categoría B, se siga cumpliendo con las consecuencias aceptables para esta categoría de falla." ARESEP. Análisis técnico: No se acepta incorporar las aclaraciones a la tabla N° 2 solicitadas por el ICE, ya que estos son aspectos a considerar en los procedimientos y protocolos establecidos en el artículo 45 de esta norma técnica.

(.)

OTRAS POSICIONES DE CARÁCTER GENERAL Ra-Newables SRL.

Sin Artículo específico; no está claro cómo tratar los excedentes si el abonado está en una tarifa con distinción horaria, como la tarifa de media tensión y las tarifas residenciales especiales de la CNFL.

Por ejemplo, un excedente en hora pico, ¿se aplica a faltantes nocturnas, o se guarda hasta el mes siguiente? ¿Se lo hace 1 a 1, o se cuenta un kWh en pico como 3 nocturnos, como hace el ICE?

ARESEP: Análisis técnico: La compensación de excedentes es de energía conforme a la estructura tarifaria, según lo indicado en el artículo 159.

Sin articulo específico: Sería buena permitir clientes pedir medidor adicional para poder separar cargas por una parte con un generador micro o mini y por otra parte sin generador, con el objetivo aprovechar que la tarifa por debajo de 3000 kwh/mes no factura demanda máxima. Se podría exigir que en este caso el consumo mensual del nuevo medidor debe quedarse por debajo de 1000kwh/mes, para evitar el meramente evitar cargas por demanda.

ARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías renovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de energía.

Sin articulo específico: sería buena poder descontar la potencia instalada del generador de la máxima demanda medida cada mes, para reconocer la aportación de esta potencia, y hacer económicamente viable instalar un generador que cubre menos que el 100% del consumo anual del abonado.

ARESEP: Análisis técnico: Por ser plantas a partir de energías renovables, sin potencia firme, la compensación es únicamente por concepto de energía.

(.)

28. Que el 3 de marzo de 2014, la Secretaría de Junta Directiva mediante el memorando 124-SJD- 2014, remitió a la DGAJR para su análisis la norma técnica AR-NT-POASEN-2014. (Folio 475 del OT- 370-2013).

29. Que el 14 de marzo de 2014, la DGAJR mediante el oficio 193-DGAJR-2014, rindió criterio cobre la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional" AR-NTPOASEN.

I. Que del oficio 193-DGAJR-2014 arriba citado, que sirve de sustento a la presente resolución, se extrae lo siguiente

"[.]

III. SOBRE LA COMPETENCIA DE LA JUNTA DIRECTIVA PARA DICTAR REGLAMENTOS TÉCNICOS

El artículo 25 de la Ley 7593 faculta a la Autoridad Reguladora para emitir reglamentos técnicos, y en ese sentido dispone dicho numeral lo siguiente:

"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." Así mismo, el artículo 53 inciso n) de la Ley supracitada, le atribuye a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora, la potestad para dictar dichos reglamentos técnicos. Este numeral al respecto señala:

"Artículo 53.- Deberes y atribuciones Son deberes y atribuciones de la Junta Directiva:

[.]

• n)Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en esta Ley y las modificaciones de estos.

[.]" En ese sentido, el artículo 6 inciso 14) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado (RIOF), dispone que en materia regulatoria le corresponde a la Junta Directiva:

"Artículo 6. Junta Directiva.

[.]

Tiene las siguientes funciones:

[.]

14. Dictar los reglamentos técnicos que se requieran para la correcta aplicación del marco regulatorio de los servicios públicos establecidos en la ley y las modificaciones de estos.

[.]" Con base en la normativa citada, se concluye que compete a la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora la emisión de la norma técnica propuesta.

IV. PROCEDIMIENTO PARA APROBACIÓN DE LA NORMA TÉCNICA PROPUESTA

La Junta Directiva mediante el acuerdo 05-88-2013 de la sesión ordinaria 88-2013, ordenó "Someter al trámite de audiencia pública la siguiente propuesta de norma técnica denominada "Planeación, Operación y Acceso al sistema Eléctrico Nacional (AR-NT-POASEN)", siguiendo para ello el procedimiento establecido en el artículo 36 de la Ley 7593.

Por lo anterior, el 14 de enero de 2014, se publicó la convocatoria a audiencia pública en los diarios La Nación y La Prensa Libre y el 23 de enero de 2014 fue publicada en La Gaceta N° 16.

La audiencia pública fue celebrada el 13 de febrero del 2014 de forma presencial en Bri Brí de Talamanca y por medio de video conferencia en la ARESEP y en los Tribunales de Justicia de Limón Centro, Heredia Centro, Ciudad Quesada, Liberia Centro, Puntarenas Centro, Pérez Zeledón, Cartago Centro y Guápiles Centro.

Durante la celebración de la audiencia pública se recibieron 9 posiciones, sobre la citada propuesta de norma técnica de los siguientes participantes: Plantas Eólicas Limitada, Ricardo Enrique Gutiérrez Quirós, COOPELESCA, Asociación Costarricense de Productores de Energía, Asociación Costarricense de Energía Solar, Molinos del Viento del Arenal, P.H. Don Pedro, P.H. Río Volcán, P.H. Chucás, COOPEGUANACASTE, ICE y CNFL.

Posteriormente, la DGAU, emitió el informe de oposiciones y coadyuvancias mediante el oficio 548- DGAU-2014.

Ulteriormente, la Comisión Ad Hoc nombrada para este efecto, mediante el oficio 0021-CAHMNE- 2014, remitió a la Junta Directiva de la Aresep "la propuesta de norma técnica AR-NT-POASEN Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional" (ANEXO A), incluyendo el análisis de posiciones (Anexo B) tramitada bajo el expediente OT-370-2013.

Dicha propuesta fue remitida por la Secretaría de Junta Directiva a la DGAJR para su respectiva revisión, de conformidad con el artículo 13 inciso 15) del RIOF. En ese sentido, este órgano asesor deberá valorar si existen cambios a la propuesta de norma técnica, sometida al proceso de audiencia pública de conformidad con lo establecido en el artículo 36 de la Ley 7593, y determinar si ellos constituyen una modificación sustancial a la propuesta de norma técnica remitida a la Junta Directiva por parte de la Comisión Ad Hoc nombrada al efecto [-entendida como sustancial, la modificación, o bien, la introducción de algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia pública, que afecte significativamente la decisión final adoptada-] lo que ameritaría que se someta la propuesta a una nueva audiencia pública.

Finalmente, la propuesta de norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, la cual incluirá el análisis de las posiciones, deberá ser remitida a la Junta Directiva para que sea aprobada y esta ordene la publicación respectiva.

De todo ello deberá informarse a la CGR con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto en el informe DFOE-AE-IF-03-2012 y en el oficio DFOE-SD-0103, antes del 30 de abril de 2014.

V. EN CUANTO A LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA Y LA MODIFICACIÓN SUSTANCIAL DE LA NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA PÚBLICA

De previo a realizar las valoraciones sobre los cambios introducidos en la propuesta de norma, producto de las posiciones manifestadas en la audiencia pública, esta asesoría considera oportuno analizar en este apartado la participación ciudadana y las modificaciones sustanciales de la propuesta de norma técnica.

El artículo 9 de la Constitución Política, en relación con el 36 inciso c) de la Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, conforman el marco legal bajo el cual la ARESEP deber realizar las audiencias públicas para la formulación y revisión de las normas técnicas señaladas en el artículo 25 de la Ley 7593, como una manifestación del ejercicio del derecho constitucional de participación ciudadana consagrado en el artículo 9 de la Constitución Política.

Asimismo, dicho derecho constitucional ha sido plasmado en la sentencia Nº 2010-10708 de las 09:52 horas del 18 de junio del 2010[1] de la Sala Constitucional, que indica:

[1] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 2006-01796 de las 14.45 horas del 15 de febrero de 2006 de la Sala Constitucional.

"III.- SOBRE LA PARTICIPACIÓN CIUDADANA. La participación de los ciudadanos en la toma de decisiones públicas se encuentra prevista en el artículo 9 de la Constitución Política, por lo que adquiere el rango y la fuerza de un derecho constitucional de carácter fundamental. No se trata de una desconstitucionalización del principio de legalidad de la Administración Pública, aunque sí por supuesto, de una forma de gobierno más democrático, que amplía los foros de debate sobre diferentes temas que le afectan a la colectividad, y que por virtud de ello, quedan abiertos a la intervención y opinión ciudadana.

Estamos, pues, ante una opción ya muy aceptada en la evolución del concepto de democracia y este amparo ofrece una magnífica oportunidad de darle clara y efectiva vigencia, para que no se quede en el mero discurso. El precepto comentado, entonces, recoge el principio citado a través del acceso a la información de que se dispone y a la divulgación de ella, para que la toma de decisiones no se circunscriba a un limitado grupo de intereses." De lo anterior, se desprende la necesidad de crear un espacio real, en el cual las personas que un tengan interés legítimo respecto a la norma técnica, puedan manifestar su coadyuvancia u oposición a la posible modificación.

En el caso de la ARESEP, ha quedado plenamente definida la importancia de la celebración de las audiencias públicas, a fin de promover la transparencia en la toma de decisiones. Jurisprudencia reiterada durante los años 2009, 2010 y 2011[2].

[2] Véase en ese sentido las sentencias Nº 2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre del 2009, Nº 2010-010708 de la 09:52 horas del 28 de junio de 2010, y Nº 2011-003762 de las 14:58 horas del 23 de marzo de 2011. está llamada a obtener, en protección del derecho a la información y participación ciudadana." Al respecto la Sala Constitucional ha dispuesto:

"(.)

De esta forma, y de conformidad a nuestro sistema democrático, el ARESEP se encuentra en la obligación de convocar a tal audiencia, particularmente para garantizar el derecho de defensa y el acceso a una información que atañe a todos y cada uno de los habitantes de nuestro país, de manera que las decisiones no se tomen sorpresivamente para los interesados "afectados". Precisamente, en la Ley de la ARESEP y su reglamento, el legislador dispuso un procedimiento administrativo especial, que es la audiencia pública cuya característica principal es la de dar transparencia en las decisiones del Ente Regulador y la posibilidad de dar participación a los consumidores y usuarios dentro del trámite.

Asimismo, al dar la oportunidad de que participen en ella vecinos, organizaciones sociales, el sector estatal y el privado, instituciones de defensa al ciudadano y otras instituciones gubernamentales se logra obtener un mayor provecho, lo cual facilita un mejor intercambio de información de los participantes, constituyéndose la audiencia en un instrumento trascendental en la toma de decisiones y un instrumento de transparencia en un sistema democrático como el nuestro.Con esa audiencia se pretende que las personas interesadas manifiesten lo que a bien tengan, respecto de la solicitud de fijación de tarifas que esté en estudio ante la Autoridad Reguladora, por lo que no se le aplica la rigurosidad que se exige para los procedimientos que pretendan la supresión de un derecho subjetivo (sentencia 2002-08848 de las dieciséis horas cincuenta y siete minutos del diez de septiembre de dos mil dos); sin embargo, no se trata de un simple requisito formal, de manera que se pueda fijar de tal forma que haga nugatorio el ejercicio del derecho que pretende tutelar, al otorgarse en condiciones que impidan u obstaculicen el cumplimiento de los objetivos que está llamada a obtener, en protección del derecho a la información y participación ciudadana."

V.En conclusión, es claro que en aras de garantizar el derecho de participación ciudadana previsto en el artículo 9 de la Constitución Política, la audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en aquellos casos en los que tramita un estudio de fijación tarifaria de servicios públicos, debe permitir el ejercicio del derecho a la participación de la comunidad en un asunto de su interés y debe de darse dentro de un plazo razonable que permita a la comunidad manifestarse.(.)" Sentencia Nº 2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre del 2009. (El subrayado no pertenece al original).

(.)" Con respecto a dicho tema, la Sala Constitucional ha sido bastante clara, en la importancia de que la ARESEP respete el derecho de participación ciudadana mediante la celebración de audiencias públicas, señalando que éstas no pueden observarse como una simple formalidad que finalmente no logre su cometido de proteger el derecho de defensa de los interesados.

En ese sentido la Sala Constitucional, mediante sentencia Nº 2008-17093 de las 10:18 del 14 de noviembre de 2008[3], indica:

[3] Ver en igual sentido, la sentencia Nº 1998-01318 de las 10:15 horas del 27 de febrero de 1998 de la Sala Constitucional.

". la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos debe hacer eficaz, en todos los casos, la intervención y participación de los usuarios en los procesos de fijación de tarifas, como consecuencia de lo dispuesto en el artículo 9º constitucional, siendo que la audiencia no puede otorgarse en condiciones tales que se convierta en una simple formalidad que no alcanza a proteger el derecho o interés de los participantes. Partiendo de lo anterior, se desprende que es relevante para esta Jurisdicción la existencia de una probabilidad material, real y efectiva para las personas interesadas, de poder intervenir en audiencias públicas." (El subrayado no pertenece al original).

Obsérvese que si bien la celebración de las audiencias públicas como una forma de participación ciudadana, es un derecho constitucionalmente establecido, cuya finalidad es que los administrados ejerzan su derecho de defensa, siempre y cuando tengan un interés directo en el asunto y puedan verse afectados.

Así dicha Sala ha dicho:

Sentencia Nº 2006-15635 de las 10:52 horas del 27 de octubre de 2006[4]:

[4] Ver en igual sentido, las sentencias Nº 2008-8125 de las 18:22 horas del 13 de mayo de 2008 y Nº 2009-016649 de las 08:47 horas del 30 de octubre del 2009.

"La audiencia pública que debe realizar la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en aquellos casos en los que tramita un estudio de aumento tarifario de servicios públicos, tiene por objeto permitir el ejercicio del derecho a la participación de la comunidad en un asunto que le afecta, directamente, con anterioridad a la toma de la decisión administrativa y, en esa forma, se constituye en una manifestación del principio democrático (sobre este particular, véase la sentencia Nº 2004-09434 de las 11:26 hrs. del 27 de agosto del 2004)." El subrayado no pertenece al original.

Queda claro que, la participación ciudadana no significa ejercer un derecho de defensa sin ningún interés en particular, si no por el contrario, tener la posibilidad de manifestarse respecto a un asunto que podría provocar una afectación directa.

Así las cosas, de acuerdo con lo reseñado anteriormente, en apoyo con la jurisprudencia emanada de la Sala Constitucional, es posible afirmar que en el caso de la ARESEP la celebración de las audiencias en referencia, constituyen una regla, mientras que podría llegar a determinarse de forma muy casuística, aquellos casos en los cuales podría darse una excepción y prescindir de la audiencia pública.

En ese sentido, la Sala Constitucional mediante el voto No. 7213-2012 de las 16:01 horas del 30 de mayo del 2012, en el Considerando IV hizo referencia a la obligación de ARESEP de garantizar la participación ciudadana en la formulación de metodologías tarifarias y que cualquier cambio sustancial que se introduzca a la propuesta luego de ser sometida a la audiencia pública, deberá ser sometido de nuevo a dicho procedimiento, con el fin de no dejar en indefensión a los posibles afectados:

"(..)

A juicio del Tribunal Constitucional, las razones expuestas por la autoridad recurrida en su informe, en el sentido que la inclusión de dicho transitorio tenía por objeto disminuir los niveles de discrecionalidad en la determinación del momento en que se aplicaría por primera ocasión el modelo de ajuste tarifario, justamente justifica el hecho que se convocara a una audiencia pública, en aras que los usuarios del servicio contaran ampliamente con la oportunidad de referirse, pronunciarse e incluso cuestionar esa situación. Sobre el particular, nota la Sala que la omisión de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos de convocar a una audiencia pública para conocer el contenido de dicho transitorio es ilegítima y lesiona, a todas luces, el derecho protegido en el artículo 9º de la Constitución Política, en que se proclama el derecho de los particulares de participar activamente en la adopción de las decisiones políticas fundamentales y, en concreto, el aumento de las tarifas de los servicios públicos.

En este sentido, la Sala Constitucional no aprecia en el caso concreto ninguna circunstancia que justifique el hecho que no se haya sometido a la audiencia pública aludida el contenido integral de la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. De 21 de diciembre de 2011, en los términos en que finalmente ha sido aprobada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. En este orden de ideas, no tiene ninguna relevancia, a diferencia de lo que sostiene la autoridad recurrida en su informe, la determinación de si se trata de una fijación ordinaria o extraordinaria, teniendo en consideración que el artículo 36 de la Ley No. 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, establece en su inciso d), la obligación de la autoridad recurrida de convocar a una audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse, cuando se trate de "La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley".

(.)

Es claro que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, al haber aprobado mediante la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011 el "Modelo automático de ajuste para el servicio de transporte remunerado de personas modalidad autobuses", incluyendo el transitorio aludido, el cual no fue sometido a conocimiento en la audiencia pública celebrada el 20 de de [sic] julio de 2011, ha dejado a los usuarios de los servicios de transporte público modalidad autobús en indefensión, justamente por la incertidumbre que se genera acerca de sus efectos sobre sus intereses económicos.

(.)

Es evidente que la exigencia que se formula en esta sentencia no constituye una cuestión de mero trámite o una simple formalidad, habida cuenta que la omisión de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ha propiciado en el caso presente que se aprobaran reglas novedosas en la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011, sin que los usuarios de los servicios de transporte gozaran de la posibilidad de cuestionar el contenido de ese transitorio en la audiencia pública.

(.)

Queda de manifiesto que la situación impugnada en este proceso de amparo es ilegítima y vulnera el Derecho de la Constitución, razón por la cual lo procedente es declarar con lugarel recurso en lo que atañe a este extremo, dejándose sin efecto la resolución No. RJD-168-2011 de las 14:30 hrs. de 21 de diciembre de 2011, así como todos los actos posteriores en los cuales se ha aplicado ese modelo, con el fin que todo su contenido sea sometido a la audiencia pública de ley.

(.)"Así las cosas, la ARESEP debe garantizar la participación ciudadana para la emisión de las normas técnicas, tal como se extrae de la jurisprudencia mencionada.

VI.COMPARACIÓN, ENTRE LA PROPUESTA DE NORMA SOMETIDA A AUDIENCIA PÚBLICA Y LA PROPUESTA DE NORMA REMITIDA POR LA COMISIÓN AD HOC, PARA APROBACIÓN DE LA JUNTA DIRECTIVA

La comparación elaborada por este órgano asesor, se puede observar en la Tabla 1, adjunta a este dictamen.

Del análisis comparativo de la versión de la norma citada sometida a audiencia pública y de la remitida por la Comisión Ad Hoc, mediante el oficio 0021-CAHMNE-2014, hemos identificado tres tipos de cambios:

1. Cambios de forma: se mejoran aspectos de redacción, para una mejor comprensión.

2. Cambios aclaratorios: aclaran el contenido de la propuesta sometida a audiencia pública sin introducir modificaciones sustanciales, que ameriten el sometimiento de la propuesta a una nueva audiencia pública.

3. Cambios sustanciales: entendida como sustancial, la modificación, o bien, la introducción de algún aspecto nuevo no discutido en la audiencia pública, que afecte significativamente la decisión final adoptada.

En total se identificaron 31 cambios, de los cuales 13 son de forma, 15 son aclaratorios y los restantes 3 son sustanciales (ver el detalle en la Tabla 1).

Del análisis realizado, se desprende que estos cambios sustanciales se producen por la modificación en los plazos para el inciso a del artículo 131 ya que se varía el plazo sometido a audiencia pública para el reconocimiento de la compensación física de excedentes. En cuanto al inciso b del mismo artículo, se modifica la fecha de referencia para el cómputo del plazo usado para la liquidación del saldo anual de excedentes.

Ahora bien, en cuanto a los artículos 157 y 159 se encuentran cambios sustanciales de conformidad con el análisis realizado para el numeral 131 de la propuesta. Dichas circunstancias provocan que la propuesta de norma técnica deba ser sometida nuevamente a audiencia pública con la finalidad de garantizar el derecho de participación ciudadana según lo desarrollado en el apartado V de este dictamen y con el fin de no causar indefensión a los posibles interesados en el trámite.

En este caso, dicha garantía se logra con el sometimiento a una tercera audiencia pública de la norma técnica de "Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional" AR-NTPOASEN.

[.]"

II.Con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes y de acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1.- Aprobar la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el criterio 193-DGAJR-2014 y la propuesta remitida mediante el oficio 0021-CAHMNE-2014. 2.- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que proceda a realizar la respectiva publicación de esta norma en el diario oficial La Gaceta. 3.- Comunicar a la Contraloría General de la República este acuerdo, tal y como se dispone.

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

ACUERDO 01-19-2014

I.Aprobar la norma técnica denominada Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, con fundamento en lo señalado en el criterio 193-DGAJR-2014 y la propuesta remitida mediante el oficio 0021-CAHMNE-2014, tal y como se detalla a continuación:

"Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional"

(AR-NT-POASEN-2014)

Esta norma establece las condiciones técnicas generales bajo las cuales se planeará, desarrollará y se operará el Sistema Eléctrico Nacional y las condiciones técnicas, contractuales, comerciales y tarifarias con las cuales se brindará acceso y operación en paralelo a los diferentes interesados en interconectarse con el Sistema Eléctrico Nacional.

Su aplicación es obligatoria, en lo que les corresponda, para todos los interesados, abonados o usuarios en alta tensión, empresas de generación, transmisión, distribución de energía eléctrica y abonado-productor, que se encuentren establecidos en el país o que llegasen a establecerse bajo régimen de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

El propósito de la presente norma es definir y describir el marco regulatorio que regirá con respecto al desarrollo, a la operación técnica y al acceso al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en las actividades de generación, transmisión y distribución, en aras de la satisfacción de la demanda nacional de energía eléctrica, bajo criterios de calidad, continuidad, confiabilidad y oportunidad del suministro eléctrico, estableciendo para ello lineamientos en los aspectos siguientes:

• a)Satisfacción de la demanda de energía.
• b)Acceso.
• c)Expansión.
• d)Operación (Planeamiento, Coordinación, Supervisión y Control).
• e)Topología.
• f)Desempeño de la red de transmisión nacional.
• g)Desempeño del parque de generación nacional.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Para efectos de aplicar e interpretar correctamente esta norma técnica, los conceptos que se emplean en ella se definen así:

Abonado: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica.

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.

Abonado en baja tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en baja tensión.

Abonado en media tensión: Persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en media tensión.

Abonado productor o Productor consumidor: toda persona física o jurídica que ha suscrito un contrato para el aprovechamiento de la energía eléctrica y que además produce electricidad con fuentes renovables para ser aprovechada exclusivamente por él, en el mismo sitio donde se genera, con el único propósito de suplir parcial o totalmente sus necesidades de energía eléctrica.

Alta tensión (abreviatura: AT): nivel de tensión igual o superior a 100kV e igual o menor de 230 kV.

Arranque en negro: Capacidad de una unidad generadora de alcanzar una condición operativa a partir de un paro total sin la ayuda de la red eléctrica externa, es decir, cuando la barra de media tensión a la que se conecta el generador se encuentra sin energía (no tiene alimentación externa para el servicio propio) Área de distribución eléctrica: Área territorial, dentro del área de concesión administrativa en la cual la empresa distribuidora posee redes de distribución eléctrica.

Autoridad Reguladora: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Ente Regulador.

Baja Tensión (abreviatura BT): nivel de tensión igual o menor de 1kV.

Bajo nivel de tensión: condición de tensión inferior al valor mínimo de operación normal permitido respecto del valor de tensión nominal, con una duración superior a un minuto.

Calidad del suministro eléctrico: Comprende las características de amplitud, frecuencia y forma de onda de la tensión utilizada para la entrega de la energía a los abonados o usuarios.

Cargabilidad: Medida de la utilización de un elemento o sistema con respecto a su capacidad nominal, máxima u otra.

Caso fortuito: acciones de la mano del hombre tales como: huelgas, vandalismo, conmoción civil, revolución, sabotaje y otras que estén fuera de control de la empresa eléctrica, las cuales deben ser demostradas y que afecten de tal manera que sobrepasen las condiciones que debieron considerarse en el diseño civil, mecánico y eléctrico en aras de un servicio eficiente (técnico y económico), continuo y de calidad.

Concesión: es la autorización que el Estado otorga para operar, explotar y prestar el servicio de generación, transmisión, distribución o comercialización de energía eléctrica.

Condición normal: Estado de un sistema de potencia que se encuentra operando dentro de los parámetros de calidad y seguridad exigidos y sin déficit de energía, exceptuando las interrupciones por mantenimiento programados.

Condición o estado de emergencia: Estado cuando un sistema de potencia no se encuentra operando dentro de sus parámetros de calidad y seguridad normales o existe riesgo de que se produzca una situación que afecte dichos niveles.

Confiabilidad: Es la capacidad de un sistema eléctrico de seguir abasteciendo energía a una área, ante la presencia de cambios temporales en su topología o estructura (salida de líneas de transmisión y distribución, subestaciones, centrales eléctricas, etc.).

Contingencia: Es la salida de operación o desconexión de uno o más componentes del Sistema Eléctrico Nacional, tal como la salida de operación de un generador, una línea de transmisión, un interruptor u otro elemento eléctrico.

Continuidad del suministro eléctrico: Medida de la continuidad (libre de interrupciones) con la que se brinda la energía, para su utilización.

Contrato de conexión: Acto administrativo suscrito entre el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora con un interesado (generador, una empresa de transmisión, una empresa distribuidora, un abonado o usuario en alta tensión), en donde se establecen las condiciones y requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el acceso, supervisión y operación integrada con el Sistema Eléctrico Nacional, así como las obligaciones, derechos y deberes a que se comprometen las partes.

Condición de operación aceptable de estado estable: Condición de un sistema de potencia en el cual, tras una contingencia, sus parámetros de tensión y frecuencia se encuentran iguales o por encima de los límites tolerables, tanto si se operada íntegramente o en islas.

Criterio de estabilidad de estado estacionario: Un sistema de potencia es estable en estado estacionario para una condición de operación, si después de una pequeña perturbación o disturbio, alcanza una condición de operación de estado estacionario semejante a la condición existente antes del disturbio.

Criterio de estabilidad transitoria: Un sistema de potencia es transitoriamente estable si para una condición de operación en estado estable y para un disturbio en particular alcanza una condición de operación aceptable de estado estable, después del disturbio.

Criterios de seguridad operativa: Conjunto de definiciones y reglas nacionales y regionales que establecen cómo se debe desempeñar el Sistema Eléctrico Nacional, tanto en condiciones normales de operación como durante contingencias.

Criticidad de un elemento del SEN: Un elemento del SEN presenta criticidad si ante su desconexión (sea programada o forzada) se pueden presentar condiciones de operación del SEN fuera de los parámetros establecidos por esta norma.

Déficit de potencia o energía: Condición en la cual hay insuficiencia en la oferta de potencia o energía para satisfacer la demanda requerida por el Sistema Eléctrico Nacional.

Demanda: valor de la potencia medida en kVA o en kW requerida por una instalación eléctrica, elemento de red, dispositivo o aparato eléctrico en un instante de tiempo dado.

Demanda máxima: valor más alto de la demanda en un período dado.

Disponibilidad: Condición de un elemento o sistema para estar en situación de cumplir con su función requerida en un instante o durante un intervalo dado.

Empresa de transmisión: Persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en la etapa de transmisión.

Empresa distribuidora: empresa cuya actividad consiste en la distribución de la energía eléctrica para su uso final en el área concesionada.

Empresa eléctrica: persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en cualquiera de sus etapas.

Empresa generadora: Persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en la etapa de generación.

Estado operativo de emergencia: Cualquier condición anormal de operación del SEN que resulta de una contingencia a nivel nacional o regional, durante la cual el sistema opera fuera de los límites establecidos en los criterios de calidad, seguridad y desempeño, representando peligro para la vida de las personas o para las instalaciones. Situación en la que no se puede satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica.

Estatismo: Variación porcentual de la frecuencia por cada unidad de variación porcentual de la carga de un generador.

Falla: Cese de la capacidad o aptitud de un elemento o sistema para realizar la función para la que fue concebido.

Frecuencia de la tensión: tasa de repetición de la componente fundamental de la tensión, medida durante un segundo, expresada en Hertz (Hz).

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.

Fuerza mayor: hechos de la naturaleza tales como huracanes, tornados, terremotos, maremotos, inundaciones y tormentas eléctricas, que sobrepasen las condiciones que debieron considerarse en el diseño civil, mecánico y eléctrico en aras de un servicio eficiente (técnico y económico), continuo y de calidad.

Función de transmisión: Trasiego, transferencia o transporte de energía eléctrica desde los puntos de producción hasta los puntos de transformación o retiro sin que haya distribución intermedia.

Generador privado: Empresa de capital privado o persona física que se dedica a generar energía eléctrica para su venta a una empresa que brinda el servicio público de electricidad en la etapa de distribución.

Generador: Empresa generadora de energía eléctrica.

Hueco de tensión (Sag): disminución del valor eficaz (rms) de tensión a 90 % hasta 10 % con respecto del valor de tensión nominal a frecuencia nominal, con una duración desde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.

Indisponibilidad de una unidad de generación: Estado operativo de una unidad de generación, en el cual no se encuentra disponible para producir electricidad, debido a algún evento directamente asociado con ella; es decir, es incapaz de mantenerse en servicio en el Sistema Eléctrico Nacional, entrar en servicio o de mantenerse en reserva ya sea por un evento fortuito, programado o no programado.

Indisponibilidad forzada de una unidad de generación: Estado operativo de una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible para producir electricidad como consecuencia de condiciones de emergencia, asociadas con la falla de algún componente o equipo de la unidad de generación, o por error humano, que provoca que la unidad salga de operación o sea incapaz de interconectarse y operar en sincronismo con el Sistema Eléctrico Nacional.

Indisponibilidad programada de una unidad de generación: Estado operativo de una unidad de generación en el cual no se encuentra disponible para producir electricidad debido a actividades de mantenimiento preventivo debidamente calendarizado y notificado al Operador del Sistema.

Indisponibilidad restrictiva de una unidad de generación: Estado operativo de una unidad de generación, en el cual no se encuentra disponible para producir electricidad debido a condiciones restrictivas del sistema de transmisión o distribución nacional.

Indisponibilidad: Condición que impide o restringe que un elemento o sistema esté en situación de cumplir con su función requerida en un instante dado o durante un intervalo dado.

Interesado: Persona física o jurídica que gestiona la interconexión y operación en paralelo con el Sistema Eléctrico Nacional.

Línea de distribución: Disposición de apoyos, ductos, conductores, aisladores y accesorios para distribuir electricidad, en forma aérea o subterránea, para su uso final, en media y baja tensión.

Línea de transmisión: Disposición de estructuras, conductores, aisladores y accesorios para transportar electricidad a alta tensión, entre dos nodos de un sistema de potencia eléctrica.

Media tensión (abreviatura: MT): nivel de tensión mayor a 1 kV pero menor o igual a 100 kV.

Norma técnica: Precepto obligatorio conformado por un conjunto de especificaciones, parámetros e indicadores que definen las condiciones de calidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deben suministrarse los servicios eléctricos.

Normativa nacional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos, criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas técnicas - económicas de aplicación obligatoria, emitida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).

Normativa regional: Conjunto de normas técnicas, procedimientos, criterios y en general cualquier documento en el que se establezcan reglas técnicas - económicas de aplicación obligatoria emitida por la Comisión Regional de Integración Eléctrica (CRIE).

Operación integrada: Es la forma de operación de un sistema de potencia en la cual los recursos de generación centralmente despachados se utilizan para cubrir la demanda, cumpliendo con los criterios adoptados de seguridad, confiabilidad, calidad y despacho económico.

Operación restrictiva: Condición de un elemento o sistema en la cual éste es operado o utilizado en condiciones limitadas con respecto a su capacidad o funcionalidad, como consecuencia de limitaciones técnicas ajenas a él.

Operación segura: Condición de operación integral de un sistema de potencia en la que no existe la posibilidad de que, ante una eventual falla de uno o varios elementos predefinidos en los Criterios de Seguridad Operativa, se produzca una salida total de operación del sistema o una condición que provoque deficiencias en la calidad y continuidad del transporte de energía.

Operador del Sistema: Unidad técnica que tiene la responsabilidad de dirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional y del Mercado Eléctrico Nacional para satisfacer la demanda eléctrica del país, así como la coordinación y ejecución del trasiego de energía a nivel regional.

Parpadeo (Flicker): impresión de irregularidad de la sensación visual debida a un estímulo luminoso cuya luminosidad o distribución espectral fluctúa en el tiempo.

Participantes/agentes del SEN: Participantes de la industria eléctrica: Empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión.

Perturbación: La perturbación describe el total acontecimiento que comienza con una falla y termina con el restablecimiento de las condiciones previas de calidad y confiabilidad en el suministro eléctrico.

Pico de tensión (Swell): aumento del valor eficaz (rms) de tensión a un valor comprendido entre el 110 % y 180 % de la tensión nominal a frecuencia nominal, con una duración desde medio ciclo (8,33 ms) hasta un minuto.

Planta de generación. Central eléctrica: Conjunto de obras civiles y equipamiento eléctrico y mecánico utilizado para la producción de energía eléctrica.

Potencia de falla: Es la potencia dejada de generar en una unidad de generación debido a situaciones ajenas a su operación.

Punto de conexión: Lugar topológico donde se enlaza la red del usuario con el Sistema Eléctrico Nacional.

Punto de entrega o Punto de acople común: El punto de entrega es el sistema de barras de la subestación donde se conecta el generador o usuario con la red de transmisión nacional o el punto en la red de distribución en donde se conecta el generador. En el caso de generadores que se conectan a la red de baja tensión el punto de entrega es el definido en la normativa técnica aplicable a acometidas.

Punto de Medición: El punto de medición es nodo de la red de transmisión o distribución donde instala el sistema de medición.

Racionamiento eléctrico: Condiciones de explotación del sistema eléctrico nacional, en las cuales, no es posible satisfacer, momento a momento y en forma total, la demanda de potencia y energía, debido a un déficit en la potencia, la energía o a condiciones de seguridad operativa del SEN. El racionamiento eléctrico implica la interrupción programada y ordenada del suministro eléctrico a los abonados y usuarios.

Red de distribución: es la etapa de la red eléctrica conformada por: las barras a media tensión de las subestaciones reductoras (alta/media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores, conductores a media y baja tensión, y los equipos de transformación, control, monitoreo, seccionamiento y protección asociados, para la utilización final de la energía.

Red de transmisión eléctrica: Parte de la red eléctrica conformada por: las líneas de transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión), subestaciones reductoras (barras de alta y media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la función de transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o retiran energía.

Red de transmisión nacional: Toda la infraestructura de transmisión instalada y operada en el territorio nacional.

Red eléctrica: conjunto de elementos, en un sistema de potencia, mediante el cual se transporta la energía eléctrica desde los centros de producción y se distribuye a los abonados y usuarios.

Red nacional de distribución eléctrica: La conformada por las líneas de distribución eléctrica de las diferentes empresas distribuidoras de energía eléctrica.

Regulación primaria de frecuencia: Variación automática de la potencia entregada por la unidad de generación como respuesta a cambios de frecuencia en el sistema al ocurrir desbalances carga-generación.

Regulación secundaria de frecuencia: Es el ajuste fino que ejecuta el Control Automático de Generación (AGC) de la potencia del generador para restablecer el equilibro carga-generación y los intercambios de potencia entre áreas de control.

Reserva de regulación secundaria para subir potencia activa: Sumatoria de las capacidades disponibles para incrementar su potencia activa hasta el límite técnico máximo de los generadores que operan bajo el control del AGC.

Reserva de regulación secundaria para bajar potencia activa: Sumatoria de las capacidades disponibles para reducir su potencia activa hasta el límite técnico mínimo de los generadores que operan bajo el control del AGC.

Reserva fría: Sumatoria de la potencia nominal (o efectiva) de las unidades que pueden arrancar, sincronizarse y llegar a plena carga en menos de 15 minutos Reserva rodante: Sumatoria de las capacidades disponibles para incrementar su potencia activa de los generadores en línea cuyos gobernadores responden automáticamente ante los cambios de la frecuencia.

Seguridad operativa: Aplicación metódica de criterios y procedimientos en la planificación, diseño y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objetivo de que pueda soportar los tipos de contingencias consideradas en los criterios de seguridad operativa, manteniendo una operación estable y limitando las consecuencias derivadas del evento o contingencia.

Servicio eléctrico: Disponibilidad de energía y potencia en las etapas de generación, transmisión y distribución, así como en las condiciones de su comercialización.

Sistema de medición: Es el grupo de equipos (contadores de energía, transformadores de potencial y corriente, etc.) que en conjunto se utilizan para la medición y registro de la energía y potencia que se inyecta o retira de un nodo del Sistema Eléctrico Nacional.

Sistema de protección: Es el grupo de equipos (transformadores de instrumento, relés, etc.) que en conjunto se utilizan para la protección de equipos o elementos de una red eléctrica.

Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Es el sistema de potencia compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, la red de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y equipamientos en territorio nacional interconectados entre sí y regulados por las normas de la Autoridad Reguladora.

Subestación: Parte de un sistema eléctrico de potencia, donde pueden converger y originarse sistemas de generación, líneas de transmisión o de distribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia, interruptores y equipos de control, medición y maniobra y cuya función es la de elevar o disminuir la tensión de la electricidad o de transferir el transporte o distribución de la misma entre diferentes elementos del sistema de potencia.

Transmisión: Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión.

Usuario en alta tensión: Persona física o jurídica conectado al Sistema Eléctrico Nacional en alta tensión y que es consumidor final de energía en ese punto de conexión.

Usuario: Persona física o jurídica que hace uso del Sistema Eléctrico Nacional.

Valor eficaz (rms): raíz cuadrada del valor medio de la suma de los cuadrados de los valores instantáneos alcanzados durante un ciclo completo de la onda de tensión o de corriente

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

COOPEALFARO: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.L.

COOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, R.L.

COOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R.L.

COOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, R.L.

CRIE: Comisión Regional de Integración Eléctrica.

CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S.A.

ESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad JASEC: Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, S.A.

MER: Mercado Eléctrico Regional.

SCADA/EMS: Supervisory Control And Data Acquisition/Energy Management System, por sus siglas en inglés (Control de Supervisión y Adquisición de Datos/Sistema de Administración de Energía).

TDA: Tasa total de distorsión armónica de tensión.

Abreviaturas:

Hz: Hertz: Unidad de frecuencia.

kV: Kilovoltios. Unidad equivalente a mil voltios kVA: Kilovoltio-amperio. Unidad de medida de la potencia aparente equivalente a mil voltio -amperios.

La frecuencia nominal del Sistema Eléctrico Nacional será 60 Hz. Durante la operación normal, el 90 % de las variaciones de la frecuencia promedio en periodos de 10 minutos, deberán estar dentro del rango de (60 1.65σ) Hz, donde σ es la desviación estándar de la frecuencia promedio en periodos de 10 minutos. El valor de "σ" será de 0,03 Hz. Las tolerancias y variaciones de operación ante contingencias están definidas en el artículo 11 y lo establecido en el Reglamento del Mercado Regional; así como en la normativa específica que llegue a emitir la Autoridad Reguladora en el ejercicio de sus competencias.

Las tensiones en el ámbito de transmisión y distribución en media tensión del Sistema Eléctrico Nacional, así como los correspondientes límites de variación tolerables, se establecen en la tabla N° 1.

Tabla N° 1.

Tensiones Nominales del SEN.

Valores en Kilovoltios (kV)

En condiciones normales de operación, se deberá mantener la tensión del Sistema Eléctrico Nacional dentro de los límites de variación normales y en condiciones de emergencia operativa, dentro de los límites de variación tolerables (límites de seguridad), indicados en la Tabla N° 1.

La operación del Sistema Eléctrico Nacional es responsabilidad del Operador del Sistema, el cual deberá de ajustarse a los requerimientos de calidad y seguridad operativa establecidos en esta norma, en las regulaciones nacionales y en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Para tales efectos de conformidad con el artículo 10 del Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central, corresponde al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) a través del Órgano Administrativo que designe o cree para el efecto, realizar las funciones de Operador del Sistema y Operador del Mercado.

La planeación de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Eléctrico Nacional, será responsabilidad del Operador del Sistema, la cual se hará de forma integrada con la información técnica que de manera obligatoria deben suministrarle las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión y tendrá como objetivos fundamentales los siguientes:

a. Satisfacer la demanda nacional de energía eléctrica al costo óptimo, bajo un horizonte de planificación a corto y mediano plazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), utilizando al máximo los recursos nacionales, sin detrimento de aprovechar las ventajas económicas que pueda ofrecer el Mercado Eléctrico de América Central.

b. Minimizar los costos de operación y mantenimiento de SEN.

c. Maximizar la generación a partir de fuentes renovables.

d. Minimizar la generación térmica a partir de derivados del petróleo.

e. Mantener los niveles de seguridad, confiabilidad y calidad definidos en la presente norma técnica y en otras que emita la Autoridad Reguladora para las actividades de generación y transporte y en concordancia con la reglamentación del Mercado Eléctrico de América Central.

f. Coadyuvar al cumplimiento de las normas referentes a la calidad, confiabilidad y continuidad del suministro eléctrico en la etapa de distribución.

La frecuencia de actualización del planeamiento operativo será anual, pudiéndose actualizar más frecuentemente si las circunstancias lo ameritan. El Operador del Sistema definirá la información y plazos con que las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión, deberán suministrarla para la debida planeación de la operación integrada.

Para la debida operación del SEN, el Operador del Sistema debe desarrollar una estrategia de planeación que involucre metas a corto y mediano plazo (de cero a cinco años, con una resolución máxima de un mes), tomando en cuenta para ello y según corresponda:

a. La planificación del desarrollo de la infraestructura eléctrica del SEN.

b. El crecimiento de la demanda de potencia y energía.

c. Las pérdidas de transmisión.

d. La hidrología de las diferentes plantas hidroeléctricas y sus niveles mínimos y máximos operativos de sus embalses.

e. La optimización del manejo de los embalses de regulación plurianual en el mediano plazo y los de regulación semanal, diaria y horaria en el mediano y corto plazo.

f. La estacionalidad del recurso hidroeléctrico, eólico, solar y de biomasa.

g. Los indicadores de indisponibilidad histórica e indisponibilidad de corto plazo del parque de generación nacional.

h. Los costos de combustible y lubricantes de las unidades térmicas.

i. La eficiencia y rendimiento de las unidades térmicas j. Los costos de operación y mantenimiento del parque de generación nacional y de la infraestructura de transporte.

k. Las restricciones eléctricas, contractuales y operativas de los componentes del SEN, entre otros.

Se establecen como criterios técnicos adicionales, a considerar en el planeamiento de la operación del Sistema Eléctrico Nacional, los siguientes:

a. En estado estacionario, las tensiones en las barras en alta y media tensión de las subestaciones no deben sobrepasar los valores límites tolerables indicados en el artículo b. Se optimizará la máxima transferencia por las líneas de transmisión, tomando en cuenta el límite térmico intrínseco de los conductores, el límite de transmisión por regulación de tensión y el límite por estabilidad transitoria, y de pequeña señal, y el límite por claros mínimos. No obstante, todas las líneas deben estar cargadas debajo del 85% de la capacidad térmica nominal, pudiendo el operador del sistema, superar este grado de cargabilidad, siempre y cuando no vaya en contra de los principios de calidad y seguridad operativa regional y nacional, y de la integridad de los elementos de la red.

Ante la presencia de contingencias, la cargabilidad de las líneas se ajustará a los criterios de calidad y seguridad operativa indicados en el artículo 13. Adicionalmente, tanto el ICE como el Operador del sistema, deberán verificar continuamente la cargabilidad de las líneas de transmisión, debiéndose tomar acciones para reforzar la capacidad de las líneas de transmisión cuando deban operarse las mismas con cargabilidad superior al 85% durante más del 6 000 horas al año.

c. No se permitirán sobrecargas permanentes. En la operación diaria o a corto plazo (1 año), se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo con la duración de la misma, sin sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir en forma significativa su vida útil.

d. Para la coordinación de protecciones, determinación del esquema de baja/sobre frecuencia, determinación de cargabilidad de líneas y sobrecarga de componentes del SEN, el Operador del Sistema debe efectuar los correspondientes análisis del sistema en estado estacionario y transitorio (corto circuito, flujos de carga convencional y estabilidad transitoria y de pequeña señal).

e. Bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de transporte, en cercanía a la subestación con mayor nivel de cortocircuito, la cual es eliminada con tiempo de protección principal y asumiendo salida permanente del elemento fallado, el sistema debe conservar la estabilidad.

f. Bajo una salida de operación de un componente (un generador, una línea de transmisión, un interruptor, etc.) del SEN, el sistema debe conservar la estabilidad.

g. En el caso de producirse redes o subsistemas eléctricos aislados (islas) después de un evento, en cada red o subsistema eléctrico, deberán cumplirse los criterios de calidad, confiabilidad, seguridad y desempeño establecidos en esta norma y demás normas emitidas por la Autoridad Reguladora en relación con la calidad y continuidad del suministro eléctrico, considerando la instalación de esquemas suplementarios de protección que permitan su operación con condiciones de calidad en el suministro eléctrico.

h. De presentarse oscilaciones de potencia, se debe velar porque las mismas no excedan más de un 5% de la capacidad nominal de cada unidad de generación sincronizada al SEN.

i. No deben existir desbalances de corriente en los puntos de entrega a empresas distribuidoras o a abonados o usuarios en alta y media tensión, que produzcan desbalances en la tensión superiores al 3 %. Mantener el desbalance permisible en la corriente es responsabilidad de las empresas distribuidoras y de los abonados y usuarios en alta y media tensión.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

El esquema de desconexión de carga por baja frecuencia en la red, será implementado de acuerdo con los requerimientos que determinen los estudios correspondientes elaborados por el Operador del Sistema y coordinados con los participantes del negocio eléctrico (generadores, transmisores, distribuidores y abonados o usuarios en alta tensión). El rango de variación, conformado por varias etapas, que se elija para dicho esquema, debe ser actualizado dependiendo de las necesidades de la red y de su evolución en el tiempo, debiendo revisarse periódicamente y por lo menos una vez al año. También se debe tomar en cuenta lo relativo a la reserva rodante, para evitar la desconexión parcial de cargas en la primera etapa de operación de este esquema. En ese sentido, el Sistema Eléctrico Nacional debe operarse en todo momento con una reserva rodante mínima que defina el Operador del Sistema en términos de la calidad y seguridad operativa del SEN y en concordancia con lo establecido en la reglamentación regional.

Asimismo, en relación con las interconexiones regionales, tienen obligación de operar dentro de los criterios de calidad, seguridad y desempeño que establece la normativa regional, siempre y cuando la misma contemple especificaciones superiores a la nacional.

El esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia del SEN, se diseñará con los siguientes criterios:

a. El disparo de la unidad de generación de mayor capacidad del sistema, no debe activar la primera etapa de desconexión.

b. Se determinará para cada empresa el número de etapas a implementar y su correspondiente temporización.

c. En ningún momento la frecuencia debe ser inferior a 57,5 Hertz.

d. En contingencias se debe minimizar el tiempo que la frecuencia permanezca por debajo de 58,5 Hertz.

e. Después de 50 segundos de ocurrido un evento, la frecuencia del sistema debe estar por encima del umbral de la primera etapa del esquema de desconexión automática de carga.

f. Se debe optimizar la cantidad de carga a desconectar en eventos, evitando al máximo la sobre- frecuencia.

g. Cada empresa distribuidora y abonado o usuario a alta tensión, debe habilitar su demanda para ser desconectada por relés de baja frecuencia con el fin de que el SEN pueda soportar la salida de las mayores plantas de generación y evitar así, en lo posible, colapsos totales.

h. Se determinará para cada empresa distribuidora, el número de etapas a implementar, el porcentaje de carga a desconectar en cada etapa y su correspondiente temporización.

i. Siempre que sea técnicamente factible, la selección de la carga a desconectar se efectuará en aras de optimizar la continuidad del suministro eléctrico en el Área Metropolitana y en centros de población con características comerciales, industriales y gubernamentales importantes y en centros hospitalarios.

j. En el caso de operación del SEN en islas, se deberá considerar la instalación de esquemas suplementarios de protección que permitan su operación con condiciones de calidad en el suministro eléctrico, acordes con esta disposición y otras emitidas por la Autoridad Reguladora.

k. El ajuste de frecuencia del esquema debe indicar la frecuencia mínima y máxima de actuación, el paso de frecuencia entre las diferentes etapas y el tiempo de actuación en que deberá ejecutarse la apertura del conjunto relevador - interruptor a cada etapa.

El esquema establecido podrá ser modificado antes del plazo de un año, si el Operador del Sistema determina que hay situaciones o condiciones que así lo requieran.

La cantidad de carga que será desconectada debido a la actuación del esquema, no deberá reducirse cuando se tengan que efectuar trabajos de mantenimiento preventivo o correctivo, excepto que lo anterior sea debidamente justificado, ante el Operador del Sistema.

El Operador del Sistema informará a cada usuario del sistema de transmisión, el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, según le corresponda, con la siguiente información:

a. Magnitud y ubicación de la carga a desconectar.

b. Frecuencia de inicio de disparo.

c. Frecuencia final de disparo.

d. Número de pasos o etapas del esquema.

e. Velocidad de los interruptores de potencia.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

El Operador del Sistema, especificará los rangos entre los cuales cada generador debe ajustar sus relés de frecuencia, de acuerdo con los estudios de análisis de estabilidad y será responsable de verificar los ajustes correctos de los relés de frecuencia de todas las unidades del parque de generación nacional, con potencias mayores a 1 MW .

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Los criterios de seguridad con que se deberá de operar y planificar el Sistema Eléctrico Nacional, se muestran en la Tabla N° 2 (Anexo A de esta norma).

Todas las empresas participantes en la industria eléctrica nacional, tienen la obligación de suministrar al Operador del Sistema, de acuerdo con los procedimientos que éste proponga y apruebe la Autoridad Reguladora, toda la información necesaria para la debida operación y la planeación de la operación del SEN, de conformidad con esta normativa y la normativa regional.

Es responsabilidad del Operador del Sistema, supervisar en tiempo real como mínimo: el estado de los interruptores, las tensiones en barras del sistema de transmisión, los flujos de potencia activa y reactiva por las líneas y los transformadores, los intercambios regionales, la generación activa y reactiva de todas las unidades de generación con potencia superior a 1 MW y la frecuencia del SEN, y en general de cada nodo del SEN de extracción o inyección con una tensión de operación igual o superior a 13,8 kV. Adicionalmente, es responsable de coordinar las acciones para garantizar la confiabilidad, seguridad, calidad y desempeño de la operación del SEN.

El ICE y los participantes del SEN, serán responsables de instalar y mantener la correcta operación del equipamiento de su propiedad, necesario para la supervisión de la red de transmisión y del parque de generación nacional.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

Para la debida operación del SEN, el Operador del Sistema deberá coordinar las maniobras que en él se efectúen, con las empresas de transmisión, generación y distribución. Por tanto cada una de esas empresas es responsable de definir la secuencia de las maniobras con los equipos bajo su cobertura, de las cuales informará al Operador del Sistema.

Anualmente bajo los procedimientos y mecanismos que proponga el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora, el ICE, las empresas de transmisión y de generación con potencias superiores a 1 MW y los abonados o usuarios en alta tensión, deberán de enviar al Operador del Sistema el programa de mantenimiento anual predictivo y preventivo de los generadores conectados al SEN a nivel de tensión nominal de 13,8 kV y superior; además de los elementos de la red de transmisión. El Operador del Sistema podrá hacer los ajustes necesarios en la calendarización de las actividades de mantenimiento con fines de seguridad operativa y de satisfacción óptima económica de la demanda.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Además, deberán garantizar el valor de estatismo requerido para su operación integrada en el SEN, de conformidad con los requerimientos del sistema eléctrico regional establecidos en la reglamentación del Mercado Eléctrico Regional. Asimismo, si el Operador del Sistema lo requiere, deberán participar en la regulación secundaria de frecuencia con sus propias unidades o por medio de plantas de otras empresas. El pago de tal servicio se hará bajo el esquema tarifario que establezca la Autoridad Reguladora.

De igual forma todas las unidades generadoras existentes y futuras, con potencias superiores a 1 MW, deben contribuir con la regulación primaria de frecuencia de conformidad con los requerimientos del SEN que establezca el Operador del Sistema.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Las tensiones requeridas en los nodos de generación se determinarán de acuerdo con los resultados del planeamiento operativo del SEN, en concordancia con lo que señala el artículo 24.

Todas las plantas del SEN están en la obligación de participar en el control de tensión, por medio de la generación o absorción de potencia reactiva, de acuerdo con la curva de capacidad de sus unidades. La generación o absorción de potencia reactiva de las centrales se establecerá de acuerdo con los análisis eléctricos de estado estacionario realizados por el Operador del Sistema, para las diferentes condiciones de demanda.

La planeación de la expansión del SEN es responsabilidad del ICE, quien deberá hacerlo bajo un contexto de coordinación con el Operador del Sistema y las empresas distribuidoras con horizontes a corto, mediano y largo plazo (1, 5 y 10 años respectivamente), mediante planes de expansión flexibles que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad operativa establecidos en esta norma, en otras emitidas por la Autoridad Reguladora y en las de carácter regional.

Para efectuar el planeamiento del Sistema Eléctrico Nacional en lo concerniente a la red de transmisión, se considerarán elementos de planeación aplicados a los análisis de estado estacionario y transitorio del SEN. El ICE definirá índices de confiabilidad que permitan medir la calidad y seguridad del SEN y se efectuarán los proyectos necesarios para el mejoramiento de los mismos. Estos estudios serán de carácter público de conformidad con lo establecido en el artículo 178.

Adicionalmente, deberá planearse una red de transmisión flexible, robusta y adaptada tecnológica y estructuralmente para incorporar la mayor cantidad de generación a partir de fuentes de energía renovables y disponer de un sistema de respaldo de transformación en subestaciones de transmisión y distribución, de manera tal que se garantice la satisfacción de la demanda.

En lo que respecta al planeamiento del Sistema Eléctrico Nacional referente a la generación, se considerará el máximo aprovechamiento de los recursos renovables, mediante una matriz energética diversificada que propicie la satisfacción de la demanda de energía independientemente de la estacionalidad climática, y con el mínimo costo, dentro de un plan con horizontes a corto, mediano y largo plazo.

La incorporación y uso de generación térmica a base de derivados de petróleo deberá ser la menor posible, siempre y cuando permita minimizar el costo total del sistema de generación. Estas unidades térmicas, cuyo costo total (operación e inversión) es el óptimo para la matriz energética, se conectaran a un sistema de transmisión, robusto y flexible, que permita el transporte de la generación térmica de menor costo a los centros de carga del Sistema Eléctrico Nacional.

El SEN se planeará de forma tal que, considerando todas las etapas de la industria eléctrica (generación, transmisión y distribución), se garantice que la tensión en las barras en condiciones normales de operación, se encuentre en el rango de variación normal de 5%, de conformidad con el artículo 6.

El SEN se planeará y diseñará de forma tal que en condiciones normales, la forma de onda de tensión con respecto al contenido de armónicas y desbalances de fases, se regirá por la Tabla siguiente:

De igual forma se deberá considerar lo dispuesto en las normas: IEEE-1547 "Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems" e IEEE-519 "Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, más recientes.

La planeación y diseño del SEN se hará de forma tal que, en condiciones normales de operación el desbalance de la tensión no exceda el 3%, en condiciones de ausencia de carga.

El desbalance de la tensión se expresa en términos porcentuales, calculado de la siguiente forma:

Donde:

D = Porcentaje de desbalance (%) :Valor absoluto de la mayor diferencia entre cualquiera de los valores de tensión fase a fase y el valor promedio de las tensiones fase a fase.

Vprom = Tensión promedio de las tres tensiones fase a fase.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

El SEN debe planearse y diseñarse en forma integrada (generación, transmisión y distribución), de manera que garantice el cumplimiento de las condiciones de calidad y seguridad establecidas en el artículo 13. Adicionalmente se requerirá que:

a. Una vez despejada una falla, la tensión no permanezca por debajo del 80 % del valor nominal, por más de 700 milisegundos.

b. No se produzcan valores de frecuencia inferiores a 57,5 Hertz, durante el régimen transitorio.

c. No se den sobrecargas permanentes en líneas ni en transformadores.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

Para la evaluación de la confiabilidad del SEN se podrán usar métodos determinísticos o probabilísticos a criterio del Operador del Sistema. No obstante lo anterior, en la planeación de cualquier elemento del SEN se debe considerar los criterios de seguridad establecidos en el artículo 13.

El acceso al SEN es libre para cualquier persona física o jurídica, siempre y cuando el interesado, cumpla con las leyes de la República de Costa Rica y con las reglamentaciones y normas técnicas emitidas por la Autoridad Reguladora y siguiendo los procedimientos aprobados por la Autoridad Reguladora, conforme a las disposiciones de esta norma técnica.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

En toda solicitud de conexión al SEN, el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, según corresponda, deben efectuar los estudios de viabilidad técnica y económica, los cuales deben ser evaluados y aprobados por el Operador del Sistema, salvo para plantas interconectadas a la red de distribución nacional, con potencias inferiores o iguales a 1 MW.

Si la conexión es viable dichas empresas deben ofrecer al interesado un punto de conexión al SEN, al nivel de tensión más adecuado, el cual por lo general será el sistema de barras de una de las subestaciones existentes en el SEN o el sistema de barras, de una nueva subestación que, según el estudio de viabilidad técnica, se necesite construir.

En el caso de redes de distribución, la interconexión directa a la red será permitida en casos excepcionales previo estudio técnico que demuestre la capacidad del circuito para trasegar la energía generada.

De igual forma el interesado puede proponer puntos de conexión al SEN. Para ello toda la información que utilice el ICE y las empresas de transmisión y de distribución para efectuar los estudios de viabilidad técnica y económica de la solicitud de conexión, será de acceso público. En caso de que el interesado esté disconforme con lo resuelto por el Operador del Sistema, el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, podrá acudir a la Autoridad Reguladora a resolver el diferendo.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

a. Cumplir con los requisitos técnicos establecidos en esta norma.

b. Efectuar y comunicar los resultados al interesado, en un plazo máximo de 120 días naturales los estudios de la solicitud de conexión, incluyendo la revisión y aprobación por parte del Operador del Sistema, según lo establecido en el artículo 30 c. Formalizar el "Contrato de Conexión" que regule las condiciones técnicas, administrativas y comerciales de la conexión.

d. Verificar que el usuario cumpla con el "Contrato de Conexión".

e. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora.

Corresponden al ICE, a las empresas de generación y distribución, a los usuarios en alta tensión y abonado-productor:

f. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora. Se exime de este pago a los generadores con una potencia inferior a 1MW.

g. Mantener el cumplimiento de los requisitos técnicos establecidos en esta norma.

h. Suministrar al Operador del Sistema la información que este requiera en el ejercicio de sus atribuciones.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Se establecen a los interesados en adquirir la condición de abonado en alta tensión o de generador las obligaciones siguientes, según les corresponda:

a. Pagar al ICE, a la empresa de transmisión o a la empresa distribuidora los costos incurridos por la realización de los estudios que ocasionen la solicitud de conexión.

b. Construir su instalación cumpliendo con las normas técnicas de diseño, construcción, montaje y equipos según lo establezcan las normas que propongan el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las empresas distribuidoras o cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora apruebe.

c. Cumplir con las condiciones particulares para la conexión establecidas en el "Contrato de Conexión", de previo a la firma del mismo.

Se establecen a los abonados y usuarios de alta tensión y generadores las obligaciones siguientes, según les corresponda:

d. Cancelar los cargos, donde sea aplicable, asociados a la conexión, uso y servicios de la red de transporte y de distribución, según lo establezca la Autoridad Reguladora.

e. Mantener su instalación conforme a las normas técnicas de diseño, construcción, montaje, puesta en servicio, según lo establezcan las normas que propongan el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, las empresas distribuidoras o cualquier usuario del SEN y la Autoridad Reguladora apruebe.

f. Operar y mantener sus instalaciones y equipos conforme a los requisitos técnicos establecidos en esta norma y de los que de ella se deriven. La operación y el mantenimiento de la conexión la podrá efectuar el ICE, la empresa de transmisión, la empresa distribuidora, el generador, el abonado o usuario, según se convenga en el contrato de conexión, pero en cualquier caso se hará con sujeción al plan de operación emitido por el ICE o la empresa distribuidora y aprobado por el Operador del Sistema.

g. Dar un apropiado mantenimiento a los equipos e instalaciones de la conexión de manera tal, que se disponga de la máxima disponibilidad de la conexión.

h. Instalar, operar y mantener los equipos de protección, interrupción, medición, telecomunicaciones, registrador de fallas, supervisión y control, según los requerimientos de la empresa de transmisión, de la empresa distribuidora y del Operador del Sistema.

i. Mantener el cumplimiento de las condiciones particulares para la conexión establecidas en el "Contrato de Conexión".

j. Cancelar la energía que se consuma en el punto de conexión de acuerdo con las tarifas establecidas por la Autoridad Reguladora para el nivel de tensión de la conexión y el nivel de consumo.

k. Cancelar al Operador del Sistema los cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora. Se exime de este pago a los generadores con una potencia inferior a 1 MW .

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Si la conexión es viable técnica y económicamente, pero el ICE, la empresa transmisora o la empresa distribuidora no posee los recursos técnicos y financieros para ofrecer el punto de conexión, el interesado podrá ejecutar con sus propios recursos la construcción del punto de conexión, siempre y cuando cumpla con los requisitos establecidos por la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el "Contrato de Conexión" (Capítulo VII de esta norma), y conforme con lo indicado en el inciso c) del artículo 32 de esta norma. .

Cuando el punto de conexión requiera el seccionamiento de uno o más circuitos del sistema de transmisión o de distribución, el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, será responsable del diseño y la construcción de las nuevas líneas (variantes) y los correspondientes módulos de maniobra en el punto de conexión, de acuerdo con lo establecido en esta norma o la normativa regional, cuando corresponda. La propiedad de las nuevas líneas y módulos terminales (equipos de potencia, control, protecciones, medida, registro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE, de la empresa de transmisión o de la empresa distribuidora, independientemente que dichos módulos se encuentren, o no, localizados en subestaciones de otro propietario, en cuyo caso el interesado deberá gestionar la servidumbre respectiva.

En el "Contrato de Conexión" se consignarán todas las obligaciones económicas, técnicas y jurídicas que sean aplicables entre el interesado y el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora en el sitio de conexión y se establecerán los límites de propiedad de los equipos y de los predios y sus permisos de uso, así como la forma para delimitarlos. La propiedad del punto de conexión, así como de las nuevas líneas y módulos terminales de conexión al SEN (equipos de potencia, control, protecciones, medición, registro, comunicaciones y demás equipos) será del ICE, de la empresa de transmisión o de la empresa distribuidora.

La propiedad de los equipos que permitan el acceso del interesado al punto de conexión ofrecido por el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, puede ser del interesado o de la empresa respectiva. En este último caso, serán motivo de cargos por conexión, según establezca la Autoridad Reguladora.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Para el acceso al Sistema Eléctrico Nacional, el interesado deberá firmar un "Contrato de Conexión" con el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora según corresponda, en el cual se especificarán las condiciones técnicas, económicas, financieras y jurídicas que no podrán exceder lo dispuesto en la normativa vigente, bajo las cuales se regirá el diseño, adquisición, construcción, la puesta en servicio y operación de la conexión solicitada. El texto del contrato o convenio de conexión, deberá ser revisado y avalado por el Operador del Sistema en el plazo que se establezcan en los procedimientos y protocolos que se aprueben por parte de la Autoridad Reguladora, conforme a lo dispuesto en el artículo 45 de esta norma técnica.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

a. Definición de la terminología utilizada y la forma como debe interpretarse el contrato.

b. Determinación del objeto y alcance del contrato, incluyendo las obligaciones que se impongan al Operador del Sistema, al ICE, a la empresa de transmisión, a la empresa distribuidora o al interesado.

c. Cita de la legislación que forma parte del contrato y rige en su interpretación y alcance:

i. Leyes 7593, 7200, 7508 y sus reformas, y reglamentos y leyes conexas ii. Resoluciones vigentes de cargos de conexión y transporte de energía, en las redes de transporte o de distribución, así como de los cargos por operación del sistema correspondiente al Operador del Sistema emitidas por la Autoridad Reguladora.

iii. Normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora.

iv. Normas técnicas propuestas por el Operador del Sistema o el ICE y aprobadas por la Autoridad Reguladora v. Cronograma para el diseño, adquisición, construcción y puesta en servicio de la conexión.

d. Cargos por conexión a la red de transmisión o de distribución fijados por la Autoridad Reguladora i. Determinación de los cargos a pagar por el interesado, forma de facturación y pago.

ii. Frecuencia de revisión de los cargos.

iii. Información que el interesado debe suministrar al Operador del Sistema, al ICE, empresa de transmisión o empresa distribuidora para que puedan calcular los cargos correspondientes y ser aprobados por la Autoridad Reguladora.

e. Cargos correspondientes al control, supervisión y operación integrada del SEN, fijados por la Autoridad Reguladora.

f. Descripción de las obras y equipos que hacen parte de la conexión así como los límites físicos de la propiedad:

i. Del inmueble.

ii. En los equipos de alta, media y baja tensión.

iii. En los circuitos de protecciones.

iv. En los circuitos de sincronización.

v. En los circuitos de control.

vi. En el equipo registrador cronológico de eventos y registrador de fallas.

vii. En telecomunicaciones y telecontrol.

viii. En los circuitos de medida y telemedida.

ix. En el sistema contra incendio.

x. Otros aspectos que sean necesarios especificar.

g. De la transferencia al ICE, a la empresa de transmisión o empresa distribuidora de las líneas de derivación y del punto de conexión.

h. Asignación de responsabilidad y las condiciones técnicas de la operación y mantenimiento, preventivo y correctivo, para coordinar su ejecución de tal forma que se reduzcan los tiempos de indisponibilidad de equipos y/o líneas.

i. Derechos y condiciones de acceso de personal a las instalaciones.

j. Los servicios prestados entre las partes tales como:

i. La operación.

ii. El mantenimiento.

iii. Las comunicaciones.

iv. Los servicios auxiliares.

v. El suministro eléctrico para servicios propios.

vi. Préstamo o arriendo de equipo vii. Servicios de supervisión, medición e información.

k. Las responsabilidades para todos los servicios pactados entre las partes.

l. Especificación del plazo de vigencia y causales de finalización del contrato.

m. Las causales de modificaciones y cancelaciones del contrato.

n. Pólizas de responsabilidad civil por los daños a consecuencia de deficiencias o fallas operativas en instalaciones y equipos.

o. Requisitos técnicos solicitados por el Operador del Sistema.

p. Listado de anexos que contengan los documentos relacionados con el contrato.

q. Cualquier otro aspecto que regule los deberes y derechos de las partes

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

La puesta en operación de la conexión deberá ser aprobado por el Operador del Sistema tras la verificación de los requisitos técnicos de ésta norma e indicados en el contrato de conexión.

El Operador del Sistema, en coordinación con el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora, es el responsable de establecer el procedimiento para la solicitud, estudio, aprobación, construcción y puesta en servicio de las conexiones al SEN. Dicho procedimiento deberá remitirlo a la Autoridad Reguladora para su análisis y aprobación.

Para los interesados en conectarse a la Red de Transmisión Regional, se deberá cumplir con los trámites y requisitos tanto de carácter nacional como regional

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Con el fin de maximizar la calidad, continuidad, confiabilidad y seguridad del suministro eléctrico, la configuración topológica del Sistema Eléctrico Nacional debe desarrollarse de manera integral, ordenada y acorde con su propio crecimiento, al aumento de la demanda de energía y potencia, a los requisitos tecnológicos de los usuarios y en armonía con el medio ambiente, de tal forma que se asegure su flexibilidad operativa y una estructura simple, pero adaptable a las condiciones actuales y futuras del país. En ese sentido debe potencializarse la configuración anillada de la red de transmisión y la redundancia de alimentación a los principales centros de carga, siempre y cuando, en este último caso, las obras cuenten con las justificaciones técnicas y económicas.

En este apartado se presentan los requisitos técnicos generales que deben cumplir todas las instalaciones y equipos del ICE, de las empresas de transmisión, de las empresas generadoras, de las empresas distribuidoras y de los abonados y usuarios en alta tensión, en las interconexiones al SEN. Los requisitos técnicos particulares de la conexión de empresas generadoras y de empresas distribuidoras y abonados o usuarios en alta tensión se establecen en los artículos 39 y 42 respectivamente.

A. Subestaciones.

La configuración de una nueva subestación o de la conexión a una subestación existente, debe ser tal que, como mínimo permita efectuar el mantenimiento al equipo de interrupción de cualquier circuito de la subestación, sin interrumpir la continuidad del flujo de energía para los usuarios y que permita la discriminación de propiedad entre el ICE, la empresa de transmisión, la empresa distribuidora y el usuario para efectos de operación y mantenimiento.

Los interruptores de potencia, seccionadores, cuchillas de puesta a tierra, transformadores de potencia, transformadores de instrumento, reactores, pararrayos, equipo de neutro, condensadores, trampas de onda, acoplamientos de telecomunicaciones, protecciones, control análogo y digital y telecomunicaciones, y los requerimientos de aislamiento externo y coordinación de aislamiento en el sitio de conexión usuario - ICE o empresa de transmisión o empresa distribuidora, deben cumplir con las normas aplicables, en el momento de su diseño.

a. Selección de la configuración.

La configuración de subestaciones debe seleccionarse asegurando que se mantenga la flexibilidad operativa, la seguridad, la confiabilidad y la disponibilidad existente en el SEN; por tanto se debe cumplir con lo siguiente:

i. No se permitirá la configuración de "Barra Sencilla" debido a su baja flexibilidad y confiabilidad en la red de transmisión nacional. La configuración de "Barra Sencilla", quedará supeditada, para el servicio a las empresas de distribución, a que se demuestre el respaldo de la carga en caso de contingencia a través de la interconexión con otras subestaciones en cumplimiento del punto iv siguiente. Así mismo se podrá aceptar una configuración de barra sencilla cuando en ella converja una única línea de transmisión con un único generador en su extremo.

ii. En subestaciones existentes con una configuración de barra sencilla, debe incluirse seccionamiento de la barra si los estudios técnicos y económicos así lo justifican. En barras a media tensión, pueden considerarse los aspectos de segmentación de usuarios y condiciones de calidad si los estudios técnicos y económicos lo justifican.

iii. En subestaciones compartidas por el ICE, la empresa de transmisión o la empresa de distribución y el usuario se debe dar preferencia a las configuraciones que faciliten los límites de propiedad y de responsabilidad en operación y mantenimiento.

iv. La configuración óptima de la subestación debe ser obtenida a partir de los estudios técnicos y económicos que demuestren la maximización de la confiabilidad y calidad del servicio.

b. Localización.

Se debe seleccionar la mejor localización considerando, entre otros, los aspectos siguientes:

i. Disponibilidad de área.

ii. Futuras ampliaciones.

iii. Potencial de explotación energética de la zona.

iv. Accesos.

v. Necesidad de construir variantes de línea.

vi. Topografía y características geológicas.

vii. Contaminación.

viii. Aspectos ambientales.

c. Línea de Transmisión para acometida al SEN.

Por confiabilidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional no se permiten conexiones en "T" en la red de transmisión nacional.

d. Calidad.

Se debe garantizar y comprobar con estudios técnicos que el equipamiento conectado al SEN cumple con los requisitos por contenidos de armónicas establecidos en el artículo 25 y con los de desbalance de fases y fluctuaciones de tensión.

e. Tensión y frecuencia Se debe cumplir en el punto de conexión con las condiciones de tensión y frecuencia establecidas en los artículos 6 y 5 de esta norma según corresponda.

f. Sistema de puesta a tierra.

Las conexiones al SEN deben contar con un sistema de puesta a tierra de conformidad con lo que establezca el ICE o la empresa distribuidora según corresponda.

g. Parpadeo de tensión. Las fluctuaciones de tensión en el punto de conexión, con una carga variable directamente conectada al sistema de transmisión, no deben exceder los valores recomendados por la norma IEEEP 1453 "IEEE Recommended Practice--Adoption of IEC 61000 4-15:2010, Electromagnetic compatibility (EMC)--Testing and measurement techniques- Flickermeter--Functional and design specifications", en su versión más reciente. También debe considerarse en caso de excepción la aplicación de las normas internacionales: IEC-1000-3-7 "Electromagnetic compatibility (EMC). Limits Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems", e IEC-868 "Flickermeter. Functional and design specifications", en sus versiones más recientes.

a. Equipo de interrupción Toda conexión entre un Generador y el SEN debe ser a través de interruptores de potencia, capaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el punto de conexión. Mediante los estudios indicados en el Capítulo III de esta norma, el ICE, la empresa de transmisión o la empresa distribuidora brindarán al usuario, en un plazo no mayor a 120 días naturales, contados a partir del día siguiente a la formulación de la petitoria y como parte del estudio de conexión (artículo 30), la información necesaria de valores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del sistema de transporte o de distribución en el punto de conexión.

b. Equipo de protección Las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al sistema de transmisión deben cumplir con los requisitos que el ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN por fallas en los circuitos propiedad de los generadores.

El ICE o la empresa de transmisión y el Operador del Sistema brindarán al Generador los tiempos de despeje de las protecciones primarias y de respaldo por fallas en los equipos del Generador conectados directamente al sistema de transmisión y por fallas en los equipos del ICE o de la empresa de transmisión conectados directamente al equipo del Generador, desde el inicio de la falla hasta la extinción del arco en el interruptor de potencia. El Operador del Sistema especificará para las plantas de generación renovables no convencionales, mayores de 1 MW, los requisitos mínimos requeridos para soportar huecos de tensión en la red de transmisión sin la desconexión de éstos del SEN, con el fin de garantizar la seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

A criterio del ICE y del Operador del Sistema, el Generador debe proveer una protección de falla de interruptor, la cual debe ordenar el disparo de todos los interruptores locales o remotos, que garanticen el despeje de la falla en un tiempo ajustable después de detectada la condición de falla de interruptor.

Adicionalmente y siempre a criterio del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema, el Generador deberá proveer las protecciones que minimizan el impacto de fallas sobre el SEN siguientes:

i. Protección por deslizamiento de polos, la cual se exigirá según los requerimientos de operación del SEN.

ii. Protección de alta y baja frecuencia según los límites especificados en el plan de operación y el artículo 12 de esta norma.

Los sistemas de protección deberán contar con equipos de respaldo para garantizar la integridad de los esquemas de protección y deberán ser adecuadamente coordinados, según los requerimientos del ICE o de la empresa de transmisión y del Operador del Sistema y además instalados de común acuerdo con el ICE.

De igual forma, las protecciones de las unidades de generación y sus conexiones al sistema de distribución deben cumplir con los requisitos que la empresa distribuidora y el Operador del Sistema establezcan para reducir a un mínimo el impacto en el SEN y en la red de distribución por fallas en los circuitos de propiedad de los generadores.

c. Equipo de medición comercial El Generador debe proveer la infraestructura y equipo necesario en el punto de conexión para llevar la información que se requiera de medición y registro de potencia, y de calidad, para efectos tarifarios, de conformidad con lo establecido en la norma técnica AR-NT-SUMEL "Supervisión del uso, funcionamiento y control de medidores eléctricos" y con el Sistema de Medición Comercial Regional, según corresponda.

d. Equipos de telecomunicaciones Para asegurar el correcto control operativo entre el Generador y el Operador del Sistema, según se consigne en el Contrato de Conexión y a criterio del Operador del Sistema establecidos en protocolos aprobados por la Autoridad Reguladora, se deben establecer uno o varios de los siguientes servicios de telecomunicaciones:

i. Servicio de telefonía operativa.

ii. Teleprotección.

iii. Servicio de comunicación de emergencia (estación base de la red móvil del ICE, red pública conmutable, telefonía celular) que dé respaldo en los casos de colapso de la telefonía operativa.

iv. Servicio de telefax Además de los anteriores servicios y siempre a criterio del Operador del Sistema y del ICE, se debe proveer la infraestructura en las comunicaciones para llevar la información desde el punto de conexión a la red de transmisión siguiente:

i. Datos generados por el equipo de supervisión y control, según inciso f) de este artículo.

ii. Datos del equipo de registro de fallas, según inciso e) de este artículo.

iii. Datos del equipo de medición comercial, según inciso c) de este artículo.

e. Equipo registrador de fallas El Generador debe disponer de un sistema registrador de fallas que permita al Operador del Sistema, supervisar el desempeño de los circuitos de conexión del Generador al SEN en el punto de conexión. Los requisitos técnicos del sistema registrador de fallas serán especificados por el Operador del Sistema en coordinación con el ICE.

f. Equipo de supervisión y control El Generador debe contar con la infraestructura y equipo necesario para transmitir la información que se requiera para supervisión y control por parte del Operador del Sistema.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

Como mínimo se establecen los requisitos siguientes:

a. Puesta a tierra del neutro.

El sistema de puesta a tierra del grupo turbina - generador y de los devanados de alta tensión del transformador de cada unidad se establecerá por el ICE o la empresa distribuidora, mediante los requisitos que establezca y apruebe la Autoridad Reguladora.

b. Relés de frecuencia y tensión.

Las unidades de generación deben contar con relés de frecuencia con rangos de operación que estén dentro de los límites estipulados en el planeamiento operativo del SEN y en concordancia con lo indicado en los artículos 10 y 27.

c. Ajustes de protecciones.

El ajuste de los relés del sistema de protección será coordinado (al momento de la puesta en servicio de la conexión y a futuro) con referencia al punto de conexión, para asegurar la desconexión rápida y selectiva de los equipos involucrados en una falla. Para la coordinación con otras protecciones de la red se utilizarán, según corresponda, los otros tipos de relé (por ejemplo de sobre corriente y sus tiempos, etc.). Los ajustes de protecciones deben de garantizar la selectividad, seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

El Generador realizará los estudios de coordinación de protecciones y los someterá a aprobación del ICE o la empresa distribuidora y del Operador del Sistema. Estos ajustes no podrán ser modificados unilateralmente por el Generador ni por el ICE, ni por la empresa de transmisión, ni por la empresa distribuidora.

Todos los Generadores con unidades de generación superiores a 1 MW, a requerimiento del Operador del Sistema y bajo las condiciones que este establezca y apruebe la Autoridad Reguladora deben proveer:

i. Control de tensión y de suministro de potencia reactiva.

ii. Control de frecuencia.

iii. Estabilización de potencia.

iv. Capacidad de arranque en condiciones de colapso total del SEN (arranque en negro) v. Potencia reactiva suministrada por compensadores sincrónicos o estáticos.

vi. Reserva rodante.

vii. Reserva fría.

Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme a la Ley 7593.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

Conexión de empresas distribuidoras y abonados de alta tensión al SEN a. Equipo de interrupción Toda conexión entre un abonado de alta tensión y una empresa distribuidora y el SEN debe ser controlada por interruptores de potencia capaces de interrumpir la máxima corriente de cortocircuito en el punto de conexión. Mediante los estudios indicados en el Capítulo III de esta norma, el ICE brindará a la empresa distribuidora y al abonado de alta tensión, los valores de corriente de cortocircuito y la capacidad de los interruptores de potencia del sistema de transmisión, en puntos de conexión existentes y futuros.

b. Equipo y esquema de protección Si la conexión requiere la construcción de una nueva subestación para el seccionamiento de líneas del ICE o de la empresa de transmisión, los sistemas de protección a instalarse deben de ser compatibles técnicamente con los esquemas existentes en los extremos remotos de las líneas seccionadas. Los sistemas de protección a instalar por el abonado de alta tensión o por la empresa distribuidora, deberán ajustarse a los requerimientos del Operador del Sistema y del ICE.

c. Equipo de telecomunicaciones Se aplica lo establecido en el artículo 39, inciso d.

d. Equipo de medición Los requisitos técnicos del equipo de medición se ajustarán con lo establecido en la norma técnica AR-NT-SUMEL, "Supervisión del uso, funcionamiento y control de medidores eléctricos" y con lo establecido en la reglamentación regional.

e. Equipo de registro de fallas Aplica lo indicado en el artículo 39 inciso e).

f. Equipo de supervisión y control Aplica lo estipulado en el artículo 39 inciso f).

g. Ajuste de protecciones Los ajustes de protecciones que inciden sobre el comportamiento de la red de transmisión deben hacerse de manera integrada por el Operador del Sistema y el ICE o por la empresa de transmisión y ser comunicados a las empresas distribuidoras o abonados y abonados de alta tensión. Cuando fuere necesario, los ajustes de las protecciones se deben coordinar con referencia al punto de conexión para asegurar la desconexión rápida y selectiva del equipo en falla. El Operador del Sistema las empresas trasmisoras, los abonados de alta tensión y las empresas distribuidoras, deberán acordar los medios y la periodicidad y el intercambio de información necesaria para la elaboración de los estudios de coordinación de protecciones, mediante los procedimientos que el Operador del Sistema establezca y apruebe la Autoridad Reguladora.

h. Trabajos en el equipo de protección Ningún sistema de protección (excepto aquellos con disparo asociado a equipo propio de los abonados de alta tensión o de las empresas distribuidoras) puede ser intervenido o alterados por el personal de éstas, sin la anuencia de las empresas transmisoras y del Operador del Sistema.

i. Puesta a tierra del neutro El abonado de alta tensión o la empresa distribuidora, implementarán los sistemas de puesta a tierra de sus instalaciones de conformidad con los lineamientos que establezca el ICE.

j. Relés de frecuencia Cada abonado de alta tensión o empresa distribuidora, debe disponer la infraestructura y equipo necesario para la desconexión automática de carga por baja frecuencia de conformidad con lo indicado en el artículo 11.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Es responsabilidad del Operador del Sistema, en coordinación con el Ente Operador Regional (EOR), mantener la calidad del SEN en términos de la frecuencia, y la tensión dentro de los límites establecidos en esta norma.

El ICE, las empresas transmisoras y distribuidoras así como los abonados o los usuarios en alta tensión son responsables de mantener la calidad en la forma de onda y el desbalance de tensión conformidad con lo estipulado en esta norma.

La disponibilidad, continuidad y seguridad del SEN, en aras de mantener su operación óptima, asegurar la selectividad de los sistemas de protección y la seguridad en la ejecución correcta de las maniobras ordenadas por el Operador del Sistema, son responsabilidad de los generadores, de las transmisoras, de las distribuidoras y de los abonados o de los usuarios en alta tensión.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

El Operador del Sistema en coordinación con el ICE, las empresas de transmisión, los generadores y las empresas distribuidoras, debe en el plazo de un año, a partir de la puesta en vigencia de esta norma, proponer y mantener actualizados los protocolos y procedimientos establecidos en esta norma y los que consideren necesarios para equipar, desarrollar y operar al SEN dentro de los parámetros de calidad, seguridad y desempeño establecidos en esta norma y en la reglamentación regional, y someterlos a aprobación por parte de la Autoridad Reguladora:

Los protocolos y procedimientos deberán revisarse cuando las circunstancias lo ameriten. Los cambios deberán ser aprobados por la Autoridad Reguladora, de conformidad con los procedimientos que esta establezca.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

Identificación, registro y conteo.

Es responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE y de toda empresa de transmisión establecer y mantener un sistema para identificar, registrar y contar todos los eventos asociados con la disponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa de su red de transmisión incluyendo la(s) causa(s) que dieron origen a los mismos.

Es responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con las empresas de transmisión establecer y mantener un sistema informático que integre la información sobre la identificación, registro y conteo de todos los eventos asociados con la disponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa de la red de transmisión nacional. Para ello toda empresa de transmisión o que posea instalación que cumpla con la función de transmisión, está en la obligación de brindar al Operador del Sistema la información necesaria conforme a los procedimientos que éste establezca y la Autoridad Reguladora apruebe.

Para identificar los eventos asociados a la red de transmisión nacional se considerará lo siguiente:

a. Eventos propios: Asociados a la operatividad propia del componente de la red de transmisión.

b. Eventos indirectos: Los producidos en un componente de la red de transmisión, como consecuencia de un fallo operativo de otro componente de la red de transmisión o distribución, en forma particular, o a consecuencia de la operatividad de la red de transmisión en su conjunto.

c. Eventos programados: Los planificados por la empresa eléctrica por actividades de mantenimiento preventivo, correctivo o por actividades de construcción o mejoramiento de la red de transmisión.

d. Eventos forzados: Los no previstos debidos a fallas o razones de seguridad operativa sin considerar.

Las indisponibilidades se clasificarán así:

• a)Por su duración.

En función de la duración de las indisponibilidades, éstas se clasifican como se muestra en la Tabla N° 4:

Tabla N° 4 Clasificación de las indisponibilidades por su duración

• b)Por su origen De acuerdo con el origen de las indisponibilidades, éstas se clasifican como se muestra en la Tabla N° 5:

Tabla N° 5 Clasificación de las indisponibilidades por su origen

Serán "indisponibilidades indirectas" aquellas que se den como consecuencia de eventos indirectos y serán "indisponibilidades propias" aquellas que se den en el propio elemento de la red de transmisión.

Los periodos de tiempo en los cuales uno o varios elementos de la red de transmisión estén fuera de servicio por mejoras provenientes de la planificación a largo plazo no serán considerados para el cálculo de indisponibilidades.

Para el registro y cómputo de los indicadores de disponibilidad, cargabilidad y régimen de falla se excluirán los eventos suscitados por caso fortuito y fuerza mayor, que afecten de forma directa al elemento evaluado (línea de transmisión, subestación o equipo de transformación, etc.).

Para la clasificación y determinación de los diferentes indicadores, se establecen los semestres operativos siguientes:

a. Semestre 1: Comprendido del 1° de enero al 30 de junio, con una duración de 4 344 horas en año no bisiesto y 4 368 en año bisiesto.

b. Semestre 2: Comprendido del 1° de julio al 31 de diciembre, con una duración de 4 416 horas en año bisiesto y no bisiesto.

Los indicadores de disponibilidad tienen como objeto evaluar, desde el punto de vista temporal, la utilización eficiente de la red de transmisión nacional. Para su determinación se tomaran todas las indisponibilidades prolongadas, sean propias o indirectas, forzadas o programadas, según corresponda, y son los estipulados en los artículos del 53 al 59.

El indicador mide el porcentaje semestral de la disponibilidad total de la línea de transmisión y se define como:

En donde:

HD = Número de horas semestrales disponibles de la línea de transmisión.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

El indicador muestra la disponibilidad global de las líneas de transmisión y se define como:

En donde:

EXTLTi Extensión de la línea de transmisión i en Km = HDi Número de horas disponible de la línea de transmisión.

= HS Número de horas disponible del semestre según corresponda.

= N Número de líneas de transmisión que conforman la red de transmisión nacional =

El indicador muestra el porcentaje de horas semestrales en que una línea de transmisión estuvo indisponible por eventos forzados, sean estos propios o indirectos y se define como:

En donde:

HIDLF Total de horas semestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos forzados, propios o indirectos.

= HS Números de horas del semestre según corresponda.

=

El indicador muestra el porcentaje de horas que una línea de transmisión estuvo indisponible debido a eventos propios, sean estos forzados o programados, y está definido por:

En donde:

HIDLP Total de horas semestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos propios, sean estos forzados o programados.

= HS Número de horas del semestre según corresponda.

=

Este indicador expresa el porcentaje de horas semestrales en que una línea de transmisión estuvo indisponible a consecuencia de eventos indirectos, sean programados o forzados, y está definido por:

En donde:

HIDLI Total de horas semestrales en que la línea estuvo indisponible por eventos indirectos, sean estos forzados o programados.

= HS Número de horas del semestre según corresponda.

=

Este indicador mide la frecuencia semestral con que se dan indisponibilidades en una línea de transmisión, sean forzadas o programadas, propias o indirectas.

FRIDI En donde:

FRIDI Número total de indisponibilidades semestrales de una línea de transmisión.

=

Mide la frecuencia con que una línea de transmisión está indisponible por salidas forzadas, sean propias o indirectas.

FRIDF En donde:

FRIDIF Número total de indisponibilidades forzadas semestrales de una línea de transmisión.

=

Los indicadores de cargabilidad miden el desempeño en la utilización de la capacidad de transporte del sistema de transmisión nacional y además brindan información relacionada con su planificación integral y son los estipulados en los artículos 61 al 69.

La energía máxima transportable semestralmente de una línea de transmisión corresponde al 85 % de su capacidad térmica nominal, por el total de horas del semestre, y está definido por:

EMAXTR 0,85*CTNL*HS (MVA-Horas) En donde:

CTNL Capacidad térmica nominal de la línea de transmisión en MVA.

= HS Número de horas del semestre según corresponda.

= Para efectos de este cálculo, se tomará como capacidad térmica nominal, la potencia máxima que produzca una dilatación tal que no se supere los claros mínimos permitidos para la línea de transmisión.

Este indicador refleja la utilización de una línea de transmisión en relación con su capacidad máxima de transporte de energía y se define por:

En donde:

ESGE Energía semestral transportada por la línea de transmisión.

= EMAXTR Energía semestral máxima transportable.

=

Este indicador mide el porcentaje relativo de la energía no trasegada por una línea de transmisión, ante restricciones por seguridad operativa, con respecto a la energía máxima transportable y la energía semestral transportada. Se define como:

En donde:

EGRESTOP Energía trasportada semestralmente por una línea de transmisión operando en condiciones restrictivas por seguridad operativa.

= EMAXTR Energía semestral máxima transportable por la línea de transmisión.

= ESGE Energía semestral transportada por la línea de transmisión.

=

La energía máxima transformable semestral de una subestación corresponde al 120 % de la sumatoria de las capacidades térmicas nominales de los transformadores de la subestación, menos la capacidad térmica nominal del transformador de mayor capacidad, por el total de horas del semestre, y está definido por:

En donde:

CTi Capacidad térmica nominal del transformador i, en MVA.

= CTM Capacidad térmica nominal del transformador de mayor capacidad de la subestación, en MVA.

= HS Número de horas del semestre correspondiente.

= N Número de transformadores de potencia que conforman la subestación.

= Para el cálculo de este índice se tomará en cuenta la capacidad de transformación para efectos de transporte de energía, sin considerar la transformación asociada a la actividad de distribución, salvo que a través de un circuito de distribución se esté inyectando generación.

Este indicador refleja la utilización de una subestación con respecto a su capacidad máxima de transporte de energía y se define por:

En donde:

ESTR Energía semestral transportada por la subestación.

= EMAXSUB Energía semestral máxima transportable por la subestación.

=

Refleja la utilización de una subestación con respecto a su potencia máxima transportable y se define por:

En donde:

DEMAXSUB Demanda máxima semestral exigida a la subestación, en un periodo de integración de 10 minutos.

= CAPMAXSUB Capacidad máxima de la subestación, es igual al 85 % de la sumatoria de las capacidades térmicas nominales de los transformadores menos la capacidad térmica nominal del transformador de mayor capacidad.

= En donde:

CTi Capacidad térmica nominal del transformador i, en MVA.

= CTM Capacidad térmica nominal del transformador de mayor capacidad de la subestación, en MVA.

= N Número de transformadores de potencia de la subestación.

=

Refleja la utilización de una línea de transmisión con respecto a su potencia máxima transportable y se define por:

En donde:

DEMAXILT Demanda máxima semestral registrada exigida a la línea de transmisión en un período de integración de 10 minutos.

= CTNL Capacidad térmica nominal de la línea de transmisión en MVA.

=

El indicador muestra la cantidad de veces en un semestre en que la línea de transmisión operó en condición restrictiva, sea por eventos forzados propios o impropios y se define por:

TOPREST En donde:

TOPREST Cantidad de ocasiones durante el semestre en que una línea trabajó en condición restrictiva.

=

Este indicador muestra la duración promedio en que una línea de transmisión opera en condición restrictiva y se define por:

En donde:

DOPRESTLi Duración en minutos de operación restrictiva de la línea de transmisión = i.

NOP Número de operaciones restrictivas en el semestre evaluado.

= N Número de líneas de transmisión que conforman la red de transmisión nacional.

=

Estos indicadores muestran la cantidad de fallas que se dan en una línea de transmisión o en los diferentes elementos de una subestación. Para su determinación se considerarán las fallas que causen indisponibilidades prolongadas y son los estipulados en los artículos 71 al 76.

El indicador muestra la cantidad de fallas propias semestrales por cada 100 km de línea y se define por:

En donde:

NFLTPi Número de fallas semestrales de la línea de transmisión i, por evento propio.

= EXTLTi Extensión de la línea de transmisión i en Km.

= N Número de líneas de transmisión que conforman la red de transmisión nacional.

=

El indicador refleja la cantidad de fallas indirectas semestrales por cada 100 km de línea y se define por:

En donde:

NFLTi Número de fallas semestrales de la línea de transmisión i, por eventos indirectos.

= EXTLTi Extensión de la línea de transmisión i en Km.

= N Número de líneas de transmisión que conforman la red de transmisión nacional.

=

El indicador muestra la potencia de falla semestral por cada 100 MVA de capacidad instalada y se define por:

En donde:

PFTPi Potencia de falla (interrumpida) en el transformador de potencia i, en MVA.

= CTi Capacidad térmica nominal del transformador i, en MVA.

= N Número de transformadores de potencia que conforman la red de transmisión nacional.

=

Este indicador muestra la duración promedio de las fallas, durante un semestre, de las líneas de transmisión y se define por:

En donde:

DFLTi,j Duración en minutos de la falla i, en la línea de transmisión j.

= K Número de fallas totales en el semestre evaluado.

= N Número de líneas de transmisión que conforman la red de transmisión nacional.

=

El indicador muestra la duración promedio de las fallas, en un semestre, de los transformadores que conforman la red de transmisión nacional y se define por:

En donde:

DFTi,j Duración en minutos de la falla i, en el equipo de transformación j.

= N Número de fallas totales en el semestre evaluado.

= T = Número de transformadores que conforman la red de transmisión nacional.

Los indicadores de disponibilidad, cargabilidad y de falla deberán encontrarse dentro de los rangos permisibles que para los efectos establezca en su oportunidad la Autoridad Reguladora, previa audiencia pública de conformidad con lo indicado en los artículos 25 y 36 inciso c) de la Ley 7593.

Identificación, registro y conteo.

Es responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE y de toda empresa generadora, establecer y mantener un sistema para identificar, registrar y contar todos los eventos asociados con los estados operativos, disponibilidad, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa de sus plantas generadoras con una capacidad igual o mayor que 5 MW.

Es responsabilidad del Operador del Sistema en coordinación con el ICE, las empresas de distribución con generación propia y las empresas generadoras establecer y mantener un sistema de información que integre los datos sobre la identificación, registro y contabilidad de todos los eventos asociados con los estados operativos, predespacho diario, disponibilidad, programas de mantenimiento, cargabilidad, régimen de falla y seguridad operativa del parque de generación nacional. Para ello, el ICE, las empresas generadoras al amparo de las Leyes 7200, 7508 y 8345, y las empresas distribuidoras con generación propia, están en la obligación de brindar al Operador del Sistema la información necesaria, de sus plantas de generación con una capacidad instalada igual o superior que 5 MW, conforme con los procedimientos que éste establezca y la Autoridad Reguladora apruebe, en un lapso no mayor a seis meses después de la entrada en vigencia de este norma técnica.

Para lo anterior, los generadores deberán instalar, en sus plantas de generación, un enlace de telecontrol con el sistema SCADA/EMS del Operador del Sistema para transmitir datos en tiempo real. Las empresas con varias centrales de generación, podrán centralizar y canalizar remotamente la información de todas sus plantas por medio de su propio Centro de Control desde el cual la transmitirán hacia el Operador del Sistema, siempre y cuando exista compatibilidad delos protocolos de comunicación y el Operador del Sistema acepte este tipo de implementación.

El enlace de telecontrol deberá cumplir con los requisitos que establezca el Operador del Sistema en coordinación con el ICE de conformidad con lo establecido en el artículo 39, incisos d y f.

Para identificar los eventos asociados al parque de generación nacional se considerará lo siguiente:

a. Eventos propios: Asociados a la operatividad propia de la planta o unidad de generación.

b. Eventos indirectos: Los producidos en una planta o unidad de generación, como consecuencia de una falla operativa de otro componente del Sistema Eléctrico Nacional (planta de generación, red de transmisión o red de distribución), en forma particular, o como consecuencia de la operatividad del Sistema Eléctrico Nacional en su conjunto.

c. Eventos programados: Los planificados por la empresa generadora por actividades de mantenimiento preventivo, correctivo o por actividades de construcción o mejoramiento de la planta o unidad de generación, cumpliendo con los plazos establecidos por el Operador del Sistema para solicitar indisponibilidades programadas.

d. Eventos forzados: Los no previstos debido a fallas, razones de seguridad operativa no consideradas previamente y a mantenimientos programados no finalizados a tiempo.

Las indisponibilidades se clasificarán de la siguiente manera:

• a)Por su duración De acuerdo con su duración, las indisponibilidades se clasifican como se muestra en la tabla N° 6:
• b)Por su origen De acuerdo con su origen, las indisponibilidades se clasifican como se muestra en la tabla N° 7:

Tabla N° 6 Clasificación de las indisponibilidades por su duración

Tabla N° 7 Clasificación de las indisponibilidades por su origen

Serán "indisponibilidades indirectas" aquellas que se den como consecuencia de eventos indirectos y serán "indisponibilidades propias" aquellas que se den en la propia unidad o planta de generación.

De acuerdo con sus condiciones de operación, una central de generación o unidad de generación puede estar en alguno de los estados indicados en la Tabla N° 8.

Tabla N°8 Estados de las plantas de generación

Para la clasificación y determinación de los diferentes indicadores, se establecen los siguientes semestres operativos:

a. Semestre 1: Comprendido del 1° de enero al 30 de junio, con una duración de 4344 horas en año no bisiesto y de 4368 horas en año bisiesto.

b. Semestre 2: Comprendido del 1° de julio al 31 de diciembre, con una duración de 4416 horas en año bisiesto y no bisiesto.

Los indicadores de disponibilidad tienen como objeto evaluar, desde el punto de vista temporal, la utilización eficiente del parque de generación nacional. Para su determinación se considerarán todas las indisponibilidades prolongadas, sean propias o indirectas, forzadas o programadas, según corresponda.

Muestra la disponibilidad global de una planta de generación en un semestre y se define como:

En donde:

HDUGi = Número de horas semestrales disponible de la unidad de generación i.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Señala la indisponibilidad forzada global de una planta de generación en un semestre debido a eventos forzados, sean estos propios o indirectos y se define como:

En donde:

HINDFUGi= Total de horas semestrales en que la unidad de generación i estuvo indisponible por eventos forzados, propios o indirectos.

HS....

= Número de horas del semestre según corresponda.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Indica la indisponibilidad global semestral de una planta de generación debido a eventos propiosforzados y está definido por:

En donde:

HINDPFUGi= Total de horas semestrales en que la unidad de generación i estuvo indisponible por eventos propios-forzados.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Muestra la indisponibilidad global semestral de una planta de generación debido a eventos propiosprogramados y está definido por:

En donde:

HINDPPRUGi= Total de horas semestrales en que la unidad de generación i estuvo indisponible por eventos propios-programados.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

eventos indirectos y está definido por:

En donde:

HINDIFUGi= Total de horas semestrales en que la unidad de generación i estuvo indisponible por eventos indirectos forzados.

HS Número de horas del semestre según corresponda.

= N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Muestra la potencia global disponible semestral con respecto a la potencia nominal de una planta de generación y se define por.

En donde:

HDUGi= Total de horas semestrales en que la unidad de generación i estuvo disponible.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

PNUGi= Potencia nominal de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Indica el porcentaje de horas promedio en que estuvieron en mantenimiento las unidades de una planta de generación:

En donde:

HNDUGi= Horas semestrales no disponible de la unidad de generación i HS Horas del semestre que corresponda = N Número de unidades de generación de la planta =

mantenimiento programados y se define por:

En donde:

PMCUGi= Programa de mantenimiento programado cumplido, en tiempo y plazo, en la unidad de generación i.

PMPUGi= Programa de mantenimiento programado de la unidad de generación i.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Muestra el cumplimiento temporal de los programas de mantenimiento programados y se define por:

En donde:

HMPUGi= Horas de mantenimiento semestral programado de la unidad de generación i.

HMEUGi= Horas de mantenimiento semestral efectivas realizadas en la unidad de generación i.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Muestra el cumplimiento promedio temporal de los programas de mantenimiento programados y se define por:

En donde:

HMPUGi= Horas de mantenimiento semestral programado de la unidad de generación i.

HMEUGi= Horas de mantenimiento semestral efectivas realizadas en la unidad de generación i.

NUM =Número de unidades en mantenimiento N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

servicio las unidades de una planta de generación En donde:

HMUGi= Horas semestrales que estuvo en mantenimiento la unidad de generación i HS = horas del semestre que corresponda N= número de unidades de generación de la planta

Este indicador muestra el porcentaje de horas semestrales que en promedio estuvieron las unidades operando en condición restrictiva En donde:

HPRUGi = Horas semestrales que estuvo con la potencia restringida la unidad de generación i HS = Horas del semestre que corresponda N = Número de unidades de generación de la planta

Los indicadores de cargabilidad miden el desempeño en la utilización de la capacidad de producción del parque de generación y son los estipulados en los artículos 97 al 110.

La Potencia nominal de una planta de generación es la suma de las potencias nominales que cada unidad generadora puede suministrar y se define por:

En donde:

PNUGi= Potencia nominal de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

En los meses de enero y julio de cada año, las empresas de generación deberán remitir a la Autoridad Reguladora y al Operador del Sistema, sus proyecciones de potencia máxima, potencia y energía media estimada y contratada (en el caso de contratos de compra-venta entre generadores privados y las empresas) de sus centrales de generación, para cada mes del semestre inmediato siguiente según corresponda.

La potencia máxima de una planta de generación (PTMXPG) corresponderá a su potencia nominal (PNPG).

La potencia media estimada de una central de generación corresponde a la potencia que las empresas eléctricas (ICE, CNFL, JASEC, ESPH y Cooperativas de Electrificación Rural) con base en criterios estadísticos de la disponibilidad del recurso energético primario, estiman mantener en promedio (con base a la energía estimada), en sus centrales de generación, durante el semestre siguiente y se define por:

En donde:

PMEUGi= Potencia media estimada de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

La energía máxima estimada de una central de generación corresponde a la potencia media estimada por las horas semestrales y se define por:

En donde:

PMEUGi= Potencia media estimada de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

HS = Número de horas semestrales.

La potencia máxima contratada de una central de generación corresponde a la potencia máxima especificada en los contratos suscritos entre los generadores privados y las empresas eléctricas y se define por:

En donde:

PCUGi = Potencia máxima contratada de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

La energía máxima contratada de una planta de generación corresponde a la potencia máxima contratada por las horas semestrales y se define por:

En donde:

PCUGi = Potencia máxima contratada de la unidad de generación i en MW.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

HS = Número de horas semestrales.

La energía máxima semestral generable de una planta de generación corresponde a la potencia máxima de la planta por el total de horas del semestre, y está definido por:

En donde:

PNUGi = Potencia nominal de la unidad de generación i en MW.

HS = Número de horas del semestre según corresponda.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

La energía real generada por una planta corresponde a la sumatoria de la energía real generada por cada unidad de generación en el semestre y se define por:

En donde:

ERGUGi= Energía semestral real producida por la unidad i en MWh.

N = Número de unidades de generación que conforman la planta de generación.

Este indicador refleja la utilización de una planta de generación en relación con su energía máxima generable y se define por:

En donde:

ERGPG = Energía semestral producida por la planta de generación en MWh.

EMAXG = Energía semestral máxima generable por la planta de generación en MWh.

Este indicador refleja la desviación del factor de planta de una central de generación en relación con el factor de carga contratado o estimado y se define por:

En donde:

EMAX = Energía máxima estimada (EMEPG) o contratada (EMCPG). de la planta de generación EMAXG= Energía semestral máxima generable por la planta de generación en MWh.

Este indicador mide el porcentaje relativo de la energía no generada por una planta de generación, ante restricciones por seguridad operativa, con respecto a la energía máxima contratada o estimada y la energía real semestral generada. Se define como:

En donde:

ENG Energía no generada por condiciones de seguridad operativa.

RES TSE G= EMA Energía máxima semestral contratada (EMCPG) o estimada (EMEPG) de la planta de generación.

X = ERG Energía real generada en el semestre por la planta de generación.

PG =

Este indicador muestra el porcentaje de desviación de la potencia media generada en el semestre con respecto a la potencia máxima contratada o estimada. Se define por:

En donde:

PMGPG= Potencia media semestral generada por la planta de generación.

PMAX = Potencia máxima contratada (PMCPG) o potencia media estimada (PMEPG) de la planta de generación.

La potencia media semestral generada por una planta es el valor promedio de la potencia media horaria registrada en el semestre, durante las horas de operación de la planta.

Este indicador muestra el porcentaje de restricción de la potencia de una planta de generación con respecto a la potencia máxima contratada o potencia media estimada. Se define por:

En donde:

PMINREST= Potencia mínima operativa por condición restrictiva semestral de la planta PMPG = Potencia máxima contratada (PMCPG) o potencia media estimada (PMEPG) de la planta de generación.

Estos indicadores muestran la frecuencia y duración de las condiciones de operación de una planta de generación y son los estipulados en los artículos 112 al 117.

El indicador muestra la cantidad de veces que en un semestre, una planta opera en condición restrictiva por seguridad operativa. Se define por:

TOPRESPG En donde:

TOPRESPG= Número de ocasiones en que una planta operó en condición restrictiva durante el semestre de estudio sea por una o varias unidades o porque por seguridad no pudo despachar la totalidad de su capacidad disponible.

Este indicador expresa la duración promedio en que una planta de generación operó durante un semestre, en condición restrictiva por seguridad operativa. Se define por:

En donde:

DOPRESPGi Duración en minutos de la ocasión i en que la planta operó en condición restrictiva por seguridad operativa.

= TOPRESPG Número de ocasiones en que la planta de generación operó en condición restrictiva durante el semestre.

=

El indicador refleja la cantidad de horas (o minutos) en un semestre en que la central estuvo en condición de reserva fría. Se define por:

En donde:

T Duración en minutos de la ocasión i en que la planta estuvo en condición de reserva fría.

O P R S F U G i = N Número de ocasiones en que la planta de generación estuvo en condición de reserva fría durante el semestre = .

Este indicador muestra la duración promedio en que una planta de generación estuvo en condición de reserva fría. Se define por:

En donde:

DOPRSVPGi= Duración en minutos de la ocasión i en que la planta operó en condición de reserva fría.

TOPRSVPG Número semestral de ocasiones en que la planta de generación estuvo u operó (parcialmente) con reserva fría sea una o más unidades en condición de reserva fría.

=

Indica el porcentaje de cumplimiento en la toma de carga respecto a los 10 minutos por una planta de generación.

En donde:

PTDC = Porcentaje de tiempo toma de carga.

TTDC = Tiempo que tarda en llegar a plena carga.

fría durante el semestre evaluado. Se define por:

En donde:

PORFi= Potencia de la central que estuvo en reserva fría durante la ocasión i.

DORFi= Duración en minutos que la potencia PORFi estuvo en reserva fría en la ocasión i.

N = Número semestral de ocasiones en que la planta de generación que operó en condición de reserva fría.

Los indicadores de despacho diario el cumplimiento del pre-despacho de las plantas del parque de generación nacional. Son indicadores que se calculan diariamente y son los estipulados en los artículos 119 y 120.

Mide el cumplimiento de pre despacho horario de cada planta del parque de generación nacional. Se define por:

En donde:

EPHUGi = Energía horaria programada de la unidad de generación i.

EDHUGi = Energía horaria despachada de la unidad de generación i.

EPHUGi,j= Energía horaria programada de la unidad de generación i en la hora j.

i = 1, 2,3,.., N.

N = Número de unidades de la planta de generación.

j = 1, 2, 3,..,24.

ENGRESTSEG= Energía no generada por condiciones de seguridad operativa.

Muestra la desviación neta diaria de la energía media horaria programada de una planta de generación. Se define por:

Los indicadores de disponibilidad, cargabilidad y de falla del parque de generación nacional deberán encontrarse dentro de los rangos permisibles que para los efectos establezca en su oportunidad la Autoridad Reguladora.

El cálculo de los indicadores establecidos en esta norma técnica se efectuará a partir de los registros de energía y potencia de los sistemas de medición, instalados para cada unidad de generación, en los tableros de control local de las plantas de generación.

(Así reformado el nombre del capítulo anterior por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

El productor-consumidor con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables, no interconectado a la red de distribución, no estará sujeto a la regulación dictada por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

La actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables interconectadas a la red se desarrollará y operará bajo las siguientes modalidades:

a. Neta sencilla: alternativa para que los abonados generen electricidad mediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades, funcionando en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto de depósito y devolución de energía.

b. Neta completa (venta de excedentes): alternativa para que los abonados generen electricidad mediante fuentes renovables con el propósito de satisfacer sus necesidades, funcionando en paralelo con la red de distribución eléctrica, bajo el concepto de venta de excedentes de energía.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

La actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de medición neta sencilla, no es servicio público; consecuentemente, no estará sujeta a la regulación de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Dicha actividad se regirá por lo que establezca para tales efectos el Ministerio de Ambiente y Energía como ente rector en la materia. No obstante lo anterior, en lo que se refiere a su interacción con la red de distribución, estará sujeta a la regulación dictada por la Autoridad Reguladora en esta materia .

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

La actividad de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables, utilizando el modelo contractual de medición neta completa (venta de excedentes), es servicio público y se regirá por lo establecido en la Ley 7200, la Ley 7593 y sus reformas; así como las normas y reglamentos técnicos, metodologías tarifarias y tarifas fijadas para tales efectos por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. Asimismo, en lo que le sea aplicable, se regirá por lo establecido para tales efectos por el Ministerio de Ambiente y Energía.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Las relaciones entre las empresas distribuidoras y los productores-consumidores con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el modelo contractual de medición neta sencilla, se regirán por el contrato de interconexión establecido por el MINAE, respetando para ello la regulación establecida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo relativo a sus competencias.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Corresponde a las empresas distribuidoras y al productor-consumidor con un sistema de generación distribuida para autoconsumo con fuentes renovables, interconectado a la red de distribución, utilizando el modelo contractual de medición neta sencilla, cumplir con los criterios de calidad, de conformidad con las normas y reglamentos técnicos establecidos por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en lo que corresponda.

(Así reformado por resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor")

Todas las empresas distribuidoras, generadores privados y abonados o usuarios, salvo las cepciones establecidas en el artículo 172 de esta norma, están en la obligación de participar en los racionamientos eléctricos de acuerdo con la naturaleza de su función dentro del Sistema Eléctrico Nacional.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 160 pasó a ser el 129)

Es responsabilidad del Operador del Sistema, asegurar la debida participación de las empresas y abonados usuarios en los racionamientos programados, de acuerdo con las características propias de cada empresa eléctrica y abonados-usuarios, en cuanto a demanda de potencia y energía y al uso de la misma

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 161 pasó a ser el 130)

El Operador del Sistema, es responsable de establecer los mecanismos de coordinación con las empresas eléctricas de distribución y con los generadores privados, para establecer la programación de los racionamientos.

Consecuentemente las empresas distribuidoras y el ICE-Distribución, son responsables de establecer los mecanismos apropiados de coordinación con sus clientes, en lo que respecta a los racionamientos

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 162 pasó a ser el 131)

Es responsabilidad de las empresas el fiel cumplimiento de los racionamientos programados previamente por el Operador del Sistema, en apego a esta norma técnica.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 163 pasó a ser el 132)

Salvo caso fortuito o fuerza mayor, los generadores privados y las empresas distribuidoras mantendrán en óptimo funcionamiento sus plantas de generación, de acuerdo con los niveles de capacidad de la fuente primaria existente al momento.

El Operador del Sistema, deberá ejercer una observancia constante, en tiempo real, de los embalses y de los caudales, así como establecer las proyecciones de los niveles de que pueda disponer, según tendencias y aportes de acuerdo con las condiciones hídricas existentes. Igual observancia deberá tener sobre cualquier otro recurso energético primario disponible.

La Autoridad Reguladora podrá directamente o por medio de terceros, verificar el grado de disponibilidad de las plantas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 164 pasó a ser el 133)

a. En los casos en que, de acuerdo con el planeamiento operativo de mediano plazo, se determine que la entrada tardía en operación de una o varias plantas de generación, impide satisfacer la totalidad de la demanda nacional de energía eléctrica, debe el Operador del Sistema informar con seis meses de anticipación a la fecha prevista en que potencialmente debe iniciarse el racionamiento. Esta condición se considerará como una alerta de racionamiento y no significará necesariamente que se ejecutará, por cuanto dependerá de las acciones de emergencia que se lleve para evitarlo. Si al término de dicho plazo se determina que el racionamiento es una condición insalvable, el Operador del Sistema debe informar la fecha prevista del racionamiento con 15 días naturales de antelación a su inicio.

b. Una segunda posibilidad de racionamiento se dará cuando el sistema presente un cuadro de insuficiencia de recursos de generación derivado de condiciones climatológicas extremas o situaciones de caso fortuito o de fuerza mayor presentadas tanto en el estado del parque de generación como en los inventarios de combustibles, en cuyo caso, el Operador del Sistema debe emitir una alerta de racionamiento cuando los embalses con reserva de seguridad alcancen una autonomía de 10 días naturales. Si esta autonomía llega a 5 días naturales, debe emitirse la orden de ejecución del racionamiento, cuyo inicio será 5 días naturales después de la orden de ejecución.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 165 pasó a ser el 134)

El Operador del Sistema en coordinación con el ICE y las empresas transmisoras y mediante los estudios pertinentes, programará, coordinará y supervisará los racionamientos eléctricos, y tomará las acciones pertinentes para que la magnitud, frecuencia, duración y distribución topológica de los racionamientos, no sometan la operación del Sistema Eléctrico Nacional, a condiciones que pongan en peligro su seguridad y estabilidad. En ese sentido debe prevalecer el criterio de operación segura y confiable en contraposición a la magnitud del racionamiento.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 166 pasó a ser el 135)

Las empresas distribuidoras, deben brindar al Operador del Sistema, la información sobre sus perfiles de carga, proyecciones de demanda de energía y potencia, así como cualquier otra información técnica necesaria para la debida coordinación de los racionamientos. De igual forma, deben suministrar toda la información que se requiera, en la fase previa, durante y posterior a un período de racionamiento.

El Operador del Sistema debe tener en forma permanente las estrategias de racionamiento establecidas y para ello las empresas distribuidoras deben actualizar anualmente los programas de racionamiento en los términos y condiciones que el Operador del Sistema lo solicite. Esta solicitud será enviada por el Operador del Sistema durante el mes de noviembre de cada año y debe estar acompañada con los lineamientos de racionamiento establecidos para el año siguiente. Es obligación de las empresas distribuidoras enviar las actualizaciones solicitadas antes del 15 de diciembre de cada año.

Es obligación de las empresas distribuidoras cumplir con los formatos y plazos que en este sentido establezca el Operador del Sistema y apruebe la Autoridad Reguladora.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 167 pasó a ser el 136)

Es responsabilidad y potestativo de las empresas distribuidoras, de acuerdo con lo que a ese efecto le señale el Operador del Sistema programar los racionamientos de acuerdo con la topología de distribución en su área de concesión.

La facultad potestativa de las empresas distribuidoras, comprende la selección de alimentadores u abonados-usuarios, de conformidad con el impacto que el racionamiento les cause en términos de la duración y frecuencia, salvo requerimiento expreso del Operador del Sistema por condiciones de seguridad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

La participación de cada empresa distribuidora en los programas de racionamiento, en términos de magnitud y duración, se establecerá conforme a lo estipulado en el artículo 165(*).

(*)(Entiéndase artículo 134)

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 168 pasó a ser el 137)

Los racionamientos deben cuantificarse y programarse, bajo los siguientes principios:

. Maximización del uso de fuentes primarias de energía no contaminantes.

. Minimización de la duración y frecuencia de los racionamientos.

. Seguridad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional.

. Minimización de los racionamientos nocturnos en cuanto a su duración y frecuencia.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 169 pasó a ser el 138)

Durante los racionamientos, las condiciones de calidad y frecuencia de tensión de suministro, establecidas en la norma AR-NT-SUCAL "Supervisión de la calidad del suministro eléctrico en baja y media tensión", rigen en su totalidad, por lo que las empresas distribuidoras tomarán las medidas pertinentes de tal forma que la distribución topológica de los racionamientos no interfieran en la calidad de la tensión de suministro.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 170 pasó a ser el 139)

Una vez que las empresas distribuidoras han establecido su propio programa de racionamiento, en concordancia con la estrategia que el Operador del Sistema ha establecido de acuerdo con los diferentes escenarios de racionamiento, deben enviar dichos programas al Operador del Sistema para someterlos a verificación con la estrategia integral de racionamiento, en términos de magnitud y duración. El Operador del Sistema informará sobre el resultado de dicha verificación e indicará los ajustes que deban realizarse.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 171 pasó a ser el 140)

Las empresas distribuidoras, deberán programar, dimensionar y distribuir en el tiempo y en el espacio los racionamientos, de tal forma que: afecten de manera mínima la vida, la salud, la seguridad y las comunicaciones de los habitantes de la República, el desarrollo socio económico del país, y tengan una incidencia mínima en el bienestar general de la población del país. En cuanto a su frecuencia, duración y horario, y deben tomarse en consideración, cuando las condiciones técnicas y topológicas lo permitan, los criterios siguientes:

a. Horario de los racionamientos.

Los racionamientos deberán establecerse en horarios que comprendan de las 05:00 horas a las 22:00 horas de cada día, salvo condiciones extremas que obliguen a ampliar el rango de tiempo.

b. Racionamiento durante los fines de semana.

De ser posible no se programarán racionamientos los domingos. Por tanto se efectuarán, de lunes a sábado, durante las horas establecidas en el inciso a) de este artículo.

c. En hospitales y clínicas.

Son ininterrumpibles los alimentadores, circuitos, ramales, etc., que suministren energía eléctrica a hospitales y clínicas, donde se atiendan emergencias o existan salas de terapia intensiva y soporte vital, salvo casos en los cuales las empresas distribuidoras establezcan convenios con centros médicos que cuenten con plantas de generación eléctrica de respaldo, o en su defecto se negocien horarios de racionamiento de conveniencia para el centro médico, sin que se afecte la salud humana.

d. En estaciones de radio y comunicación.

Siempre que las características topológicas y de equipamiento lo permitan, son ininterrumpibles, los alimentadores, circuitos, ramales, etc., que suministren energía eléctrica a estaciones de radio y comunicación relacionadas con la coordinación de la seguridad pública y atención de emergencias en el ámbito nacional.

e. En sistemas de bombeo de agua potable.

Son ininterrumpibles los alimentadores, circuitos o ramales que suministren, de manera exclusiva, energía eléctrica a los sistemas de bombeo de agua potable.

Los sistemas de bombeo de agua potable alimentados con energía eléctrica a través de la red general de distribución serán ininterrumpibles, siempre y cuando la topología y equipamiento de la red lo permita y sin que afecte el cumplimiento de los programas de racionamiento.

Las empresas distribuidoras tienen la facultad de establecer convenios con el Instituto Costarricense de Acueductos y Alcantarillados, municipalidades y acueductos rurales, los posibles esquemas de racionamiento, basados en la operación de los sistemas de bombeo.

f. En sistemas de bombeo de combustibles.

Se considera prioritario el suministro eléctrico a las estaciones de bombeo que la Refinadora Costarricense de Petróleo posee para el suministro nacional de combustibles. Una posible afectación estará basada en la debida coordinación que las empresas distribuidoras deban realizar con la Refinadora Costarricense de Petróleo S.A., contemplando esquemas de operación de las estaciones de bombeo, así como aquellas que poseen plantas de generación eléctrica de respaldo.

g. En el sector Industrial.

Siempre que el déficit de energía y potencia sea factible subsanar en su totalidad con carga residencial, serán ininterrumpibles los alimentadores, circuitos o ramales de suministro de energía eléctrica a industrias productoras de bienes y servicios.

h. Iluminación de carreteras.

Cuando sea requerido el racionamiento nocturno, siempre que sea factible, serán ininterrumpibles los alimentadores, circuitos o ramales de uso exclusivo para la iluminación de autopistas, intersecciones y carreteras de alto tráfico vehicular.

i. Área metropolitana.

Dentro de lo posible, la selección de los alimentadores, circuitos y ramales a participar en los racionamientos, se hará tratando de minimizar la afectación a las áreas de mayor concentración de la población.

j. Áreas de concentración económica.

Dentro de la potestad facultativa de las empresas eléctricas en la selección, frecuencia y duración de los racionamientos dentro de su área de concesión, será prioritario el suministro energético de las áreas donde se concentre la actividad económica productiva y comercial de la región servida por la empresa distribuidora.

k. Generación privada.

Son ininterrumpibles, los alimentadores, circuitos o ramales, en los cuales se inyecte energía al Sistema Eléctrico Nacional por parte de Generadores Privados y empresas eléctricas de distribución, siempre y cuando exista un diferencial positivo de inyección mayor que el de retiro de energía.

l. Aeropuertos.

Son ininterrumpibles, los alimentadores, circuitos o ramales, en los cuales se brinde de manera exclusiva el servicio eléctrico a aeropuertos y puertos internacionales.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 1172 pasó a ser el 141)

Medidas propias. Los usuarios y abonados serán responsables de tomar las previsiones que consideren pertinentes, en la medida que los racionamientos de energía debidamente programados e informados, les afecten.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 173 pasó a ser el 142)

Durante el periodo de racionamiento, el Operador del Sistema, deberá informar semanalmente a la Autoridad Reguladora sobre la disponibilidad de todas las plantas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional, indicando las causas de las indisponibilidades que se presenten.

De igual forma deberá de presentar un balance de la generación programada versus la efectuada, con la debida explicación de las desviaciones, así como de los cambios en las proyecciones que pudiesen suscitarse.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 174 pasó a ser el 143)

De manera quincenal, las empresas distribuidoras brindarán un informe sobre los racionamientos programados y solicitados por el Operador del Sistema, versus los ejecutados con la debida justificación de los apartamientos o de los cambios.

Deben también presentar un cuadro estadístico que muestre información relacionada con la cantidad de usuarios afectados por los racionamientos, el tiempo de interrupción promedio que tuvieron los abonados afectados, la energía dejada de vender con la debida valoración económica, así como cualquier incidencia significativa sucedida en sus redes durante los racionamientos que deba conocer la Autoridad Reguladora.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 175 pasó a ser el 144)

Las empresas distribuidoras deben informar por medio de los periódicos de mayor circulación nacional o regional, radio y televisión, a sus abonados y usuarios, sobre la duración, frecuencia y ubicación de los racionamientos programados en su área de distribución, al menos ocho días naturales de antelación.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 176 pasó a ser el 145)

Cualquier usuario del Sistema Eléctrico Nacional, disconforme con la interpretación y aplicación de esta norma, podrá solicitar aclaración a la Autoridad Reguladora, la que resolverá sobre lo consultado.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 177 pasó a ser el 146)

Todo estudio de planeación operativa o de expansión del Sistema Eléctrico Nacional será de carácter público para cualquier usuario del Sistema Eléctrico Nacional. Son de carácter público también las bases de datos para los estudios de planeación operativa y de expansión del Sistema Eléctrico Nacional.

(Así reformado mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 178 pasó a ser el 147)

Semestralmente, el Operador del Sistema deberá remitir a la Autoridad Reguladora, en las fechas y medios que ésta oportunamente comunique, los valores de los indicadores de desempeño de la red de transmisión nacional y del parque de generación nacional, con el análisis correspondiente en función de los principio de confiabilidad, estabilidad y selectividad, establecidos en el artículo 15 del Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo N° 29847-MP-MINAE-MEIC).

Se establece un plazo de seis meses contados a partir de la puesta en vigencia de esta norma para que el Operador del Sistema desarrolle los procesos informáticos y de coordinación con los usuarios del Sistema Eléctrico Nacional, para el cálculo de los indicadores establecidos en esta norma.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 179 pasó a ser el 148)

Las sanciones por el incumplimiento de los aspectos contemplados por la presente en la presente norma técnica, se aplicarán de conformidad con lo que dispone la Ley 7593 y leyes conexas.

Serán sujetos de multas los usuarios del Sistema Eléctrico Nacional que:

a. Incumplan en la prestación de los servicios auxiliares definidos en el artículo 41 de esta norma y en general que realicen u omitan acciones que atenten en contra de la calidad, confiabilidad, seguridad y desempeño del Sistema Eléctrico Nacional.

b. Incumplan con la programación e instrucciones operativas dadas por el Operador del Sistema sin causa justificada, incluyendo incumplimiento en la entrada y retiro programado de instalaciones y la no notificación de cambios en el estado de equipos.

c. Nieguen o presenten resistencia o falta de colaboración a entregar al Operador del Sistema la información técnica necesaria para la operación, segura, confiable y de calidad del Sistema Eléctrico Nacional.

d. Declaren indisponibilidades inexistentes que pongan en peligro la seguridad operativa del Sistema Eléctrico Nacional o influyan negativamente en la satisfacción óptima económica de la demanda nacional.

e. Incumplan con los requisitos establecidos por el Operador del Sistema, el ICE, las empresas de transmisión, el ICE y las empresas distribuidoras.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 180 pasó a ser el 149)

Esta disposición rige a partir de su publicación en el diario oficial.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 181 pasó a ser el 150)

Se deroga la norma AR-NT-GT "Calidad del Servicio de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica" promulgada mediante la resolución RRG-2439-2001 del 21 de diciembre de 2001.

Publíquese en el Diario Oficial.

(Mediante resolución RJD-030 del 18 de febrero de 2016, "Metodología Fijación de tarifa de acceso a las redes de distribución por parte del productor-consumidor", se derogó los numerales del 129 al 159 y correr la numeración de los restantes artículos a partir del capítulo XIII, por lo que el artículo 182 pasó a ser el 151)

a. La indisponibilidad de componentes por mantenimiento programado no se considera como contingencia. Los Criterios de Seguridad deben cumplirse durante los mantenimientos programados, lo que comprende el cumplimiento de todas las categorías de la tabla No. 2.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

b. Los Criterios de Seguridad no necesariamente se tienen que cumplir para porciones radiales del sistema, si no representan un peligro de seguridad para el sistema eléctrico (no deben causar salidas parciales o totales o desconexiones en cascada).

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

c. En las porciones radiales del SEN que queden como consecuencia de una contingencia o por indisponibilidades programadas, se aceptará que los niveles de tensión finales sean inferiores a los indicados en la tabla No. 2 siempre y cuando en esos nodos no haya conectados abonados y no represente un peligro de seguridad para el sistema eléctrico.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

d. No se consideran como contingencias de la categoría C o D, aquellos eventos que provoquen la desconexión de un componente, que a su vez causa la desconexión de otros componentes que están conectados en forma radial al primero. Este tipo de contingencia corresponde a la categoría B.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

e. El límite de carga o límite térmico continuo corresponde a la magnitud de corriente con que el componente del SEN puede operar en forma continua. El límite de emergencia puede ser mayor al límite térmico continuo y corresponde a la capacidad de sobrecarga temporal de cada componente específico, la cual debe ser determinada por el propietario del componente y comunicada al Operador del Sistema.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

f. La estabilidad del sistema se refiere tanto a la estabilidad de frecuencia, estabilidad angular, estabilidad de voltaje y estabilidad de pequeña señal.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

g. La falla de interruptor debe incluir tanto la no apertura cuando se requiera, como la falla de aislamiento interno o externo en sus cámaras.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

h. La desconexión de carga en forma controlada para proteger el sistema en caso de contingencias múltiples será ejecutada por medio de esquemas previamente evaluados e implementados. Estos pueden ser esquemas de desconexión manual de carga o esquemas automáticos (sistemas de protección especial). Se acepta también la desconexión controlada de generadores y cambios topológicos de la red si se determina que salvaguardan la integridad del sistema en el caso de contingencias múltiples. Los sistemas especiales de protección deben ser redundantes en aquellos casos que el OS/OM lo considere necesario para reducir el riesgo derivado de una operación incorrecta o falla del mismo.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

i. Los límites de carga aplican para todos los componentes del sistema.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

j. Luego de ocurrir una contingencia sencilla o única (contingencia de categoría B) debe realizarse un ajuste del sistema eléctrico en un período de 30 minutos, para que en caso de ocurrir una segunda contingencia de categoría B, se siga cumpliendo con las consecuencias aceptables para esta categoría.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

k. No es permitida la operación de un mecanismo de acción correctiva al ocurrir una contingencia única o sencilla.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

l. La falla en el módulo de un interruptor de enlaces de barras liberada por las protecciones de respaldo, que causan la pérdida simultánea de dos secciones de barra, corresponden a una contingencia de la categoría D.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)

m. Para las plantas de generación cuya salida total represente un riesgo para la seguridad del SEN, el diseño de los servicios auxiliares debe realizarse de forma tal que una falla o mal funcionamiento en los mismos no cause la salida completa de la planta.

(Así adicionado el inciso anterior mediante sesión ordinaria N° 24-2015 del 4 de junio del 2015)