Regulation of the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources LawReglamento a la ley de promoción y regulación de recursos energéticos

The State will support the organizations they form for the defense of their rights.

43580-MP-PLAN, which integrates and classifies State institutions into twelve activity sectors and establishes the Sectoral Councils directed by the Rector Ministers of the respective sector, formed by the heads of the decentralized institutions that are part of it, among which is the Environment, Energy, Seas Sector.

35991-MINAE, regulates the integration and establishes its tasks and functions, with the aim of guaranteeing integrated and coordinated long-term planning; being that it is comprised of the Ministry of Environment and Energy, the Regulatory Authority for Public Services, the Costa Rican Electricity Institute, the National Power and Light Company, the Public Services Company of Heredia, the Administrative Board of the Municipal Electrical Service of Cartago, and the Rural Electrification Cooperatives and their Consortiums.

41642-MINAE, aims to regulate the construction and operation of the network of electric recharging centers, hereinafter referred to as recharging centers, which permits the supply of electric energy to electric automobiles and other types of vehicles with recharging systems compatible with them and allows them to circulate throughout the national territory; likewise, it establishes the creation of a single computer platform for the operational management and charging of the network.

10086 published on January seventh, two thousand twenty-one, the corresponding regulation is hereby issued.

37045-MPMEIC and its amendments, the present proposal complies with the principles of regulatory improvement according to the positive report DMR-DAR-INF-138 of November second, 2022, issued by the Directorate of Regulatory Improvement of the MEIC.

THEY DECREE:

REGULATION TO THE LAW FOR THE PROMOTION AND REGULATION OF DISTRIBUTED ENERGY RESOURCES FROM RENEWABLE SOURCES, NO.

10086 OF JANUARY SEVENTH, 2022

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

The integration of Distributed Energy Resources that interact with the National Electric System, in the modalities established in the Law, under the criteria of efficiency, reliability, continuity, safety, and sustainability, is declared of public interest.

This regulation to the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources No. 10086, is mandatory for all subscribers, distributed generators, individuals or legal entities that own, operate, design, assemble, install, connect, integrate, control DERs, for use in end-user installations or to be interconnected to the SEN, as well as for electric companies when DERs are interconnected to the SEN in its different modalities and associated ancillary services defined by ARESEP.

For the purposes of this regulation, the following abbreviations shall be used:

ADMS: Advanced Distribution Management System ARESEP: Regulatory Authority for Public Services C.A.: Alternating Current C.D.: Direct Current CFIA: Federated College of Engineers and Architects of Costa Rica DER: Distributed Energy Resources GDA: Distributed Generation System for Self-Consumption ICE: Costa Rican Electricity Institute INTE: INTECO Standards IRVE: Electric Vehicle Recharging Infrastructure MEN: National Electricity Market MW: Unit of power equal to one million watts MINAE: Ministry of Environment and Energy RT-ARESEP: Technical regulations issued by ARESEP OS: Operator of the National Electric System PDER: Individual or legal entity owner of a DER SAE: Energy Storage System SEN: National Electric System VE: Electric Vehicle

For the application of this regulation, the terms mentioned shall have the following meaning:

. Subscriber (Abonado): individual or legal entity that has signed one or more contracts for the use of electric energy.

. Energy Storage: Any technology (electrochemical, thermal, mechanical, electrical) that allows storing energy in the end user’s facilities, including electric boilers with hot water tanks.

. Economic Agent (Agente económico): In the market, any individual, de facto or de jure entity, public or private, participating in any form of economic activity, as a buyer, seller, offeror, or demander of goods or services, on their own behalf or on behalf of a third party, whether imported or national, or whether produced or provided by them or by a third party.

. Aggregator (Agregador): Individual or legal entity that integrates, coordinates, and manages a set of own, shared-use, or third-party Distributed Energy Resources, with the aim of optimizing the operation and use of these resources to improve the efficiency of their energy consumption and the reliability of the electrical system, enabling the procurement of benefits for the PDERs it manages, including the ability to provide services to the operator of the SEN system, the electric company of the subscriber, and for the National Electric System. The DER Aggregator must inform its operation to the electric distribution company providing public electricity service at the site where the services of the PDER clients are located; for this, they must report, at the time of commencement of operation, on a one-time basis, the location and the identification number of the electricity service of the clients to be served, and keep the entry or exit information of the PDER clients they manage updated annually.

The electric distribution companies must inform ARESEP about the operation of DER Aggregators, within the month following the date on which they become aware of their operation, detailing the location and the clients managed by them. This communication must be sent to the DER Aggregator and will be sufficient to have the DER Aggregators as established before that authority. Compliance with the technical requirements for the operation and safety of the electrical works and related services, including design, inspection, construction, and operation, shall be accredited by the presentation of duly approved plans and documents made by the responsible professional or professionals in charge at the CFIA, in accordance with the Regulation for the Processing of Plan Review for Construction No. 36550-MP-MIVAH-S-MEIC of April 28, 2011, or the regulations that succeed it. The electric distribution companies must not request from ARESEP or the DER Aggregators additional requirements or processes for their operation under this modality.

Furthermore, with the aim of maintaining a registry of energy resources, the aggregator must report, at the time of its registration, the generation and storage capacity of the DERs it manages, in applicable cases. Likewise, it must provide the information requested by ARESEP and the electric distribution company regarding its electricity generation for self-consumption.

(As amended, the previous aggregator definition by article 14 of the Regulation to article 16 bis of the Law of the Free Trade Zone Regime No. 7210 regarding distributed energy resources by companies covered by the free trade zone regime and administrative companies of free trade zone parks located outside the Greater Metropolitan Area, approved by executive decree No. 45294 of October 10, 2025)

. Self-Consumption (Autoconsumo): is the use of energy generated by the PDER to supply only its own demand at the same site where it is produced.

. Electrochemical Batteries (Baterías Electroquímicas): Device for storing electrical energy through electrostatic interactions (electrolytic double-layer capacitors) or through electromagnetic fields (magnetic superconductors).

. Electric/Magnetic Batteries (Baterías Eléctricas/Magnética): storage of electrical energy through electrostatic interactions (electrolytic double-layer capacitors) or through electromagnetic fields (magnetic superconductors).

. Mobile Loads (Cargas Móviles): are electrical energy storage systems with the capacity to be relocated and interconnected at different points on the grid.

. DER Penetration Capacity per Circuit (Capacidad de penetración de DER por circuito): maximum capacity of each electrical circuit of the SEN to accept DERs without them affecting its operation, in accordance with the applicable regulations issued by ARESEP to this effect.

. Recharging Centers for EVs (Centros de recarga para VE): Station for supplying or commercializing electrical energy for recharging electric vehicle batteries. It includes the parking space where users can recharge their electric vehicles and at least one connector for electrical energy recharging.

. CHAdeMO: Charge de Move, System for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-23:2017 or its current version.

. CCS1 Combo 1: Combined Charging System for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-23:2017 or its current version.

. Hydrogen Fuel Cells (Celdas de combustible de hidrógeno): assembly of a self-contained fuel cell used for stationary electricity generation at a specific location, according to standard INTE/ISO 14687:2020 or its current version.

. Interconnection Contract (Contrato de interconexión): is the accessory legal instrument signed between the electric company and the PDER, establishing the general and specific conditions under which a DER will interact with the distribution network and its effect on the SEN at the common interconnection point, the commercial and regulatory conditions for access and sale of surplus (excedentes) (including payment of the respective fee). The termination of the interconnection contract or its breach does not affect the validity and enforceability of the electricity supply contract or vice versa; approved by ARESEP.

. Energy Supply Contract (Contrato de suministro de energía): is the principal contract signed between the electric company and the subscriber for the supply of electricity, establishing the conditions, technical and commercial requirements under which the electric service will be provided, as well as the obligations, rights, duties, and penalties to which the parties commit, in strict adherence to current regulations and laws.

. Electric Company (Empresa eléctrica): legal entity, concessionaire that provides the electric service in any of its stages: generation, transmission, distribution, and commercialization.

. Surplus (Excedentes): electrical energy generated from renewable energy sources and injected into the electrical distribution grid, once the distributed generator has met its own demand.

. Full Net Billing (Facturación Neta completa): Economic compensation mechanism for surplus from PDERs, which gives them the right to sell their surplus to the electric company to which the GDA is interconnected, at a price regulated by ARESEP that avoids inefficient costs in the energy purchases of the electric companies' distribution systems, without constituting an obligation on the part of the electric company to purchase this energy.

. GB/T: Standard for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851 23:2017 or its current version.

. Distributed Generation for Self-Consumption (Generación distribuida para autoconsumo): set of technologies or equipment necessary for the generation of electrical energy from renewable energy sources used by the distributed generator.

. Operator of the National Electric System (Operador del Sistema Eléctrico Nacional, OS): technical unit responsible for directing and coordinating the operation of the National Electric System (SEN) and the National Electricity Market (MEN) to satisfy the country's electrical demand, as well as the coordination and execution of electrical energy transfer at the regional level. In Costa Rica, it is the National Energy Control Center.

. MEN: shall be understood as the Electricity Market of Costa Rica or National Electricity Market, the scope in which transactions for the provision of services and the purchase or sale of electricity are carried out through those engaged in the activities of generation, transmission, distribution, and commercialization. This National Electricity Market will be interchangeably referred to as the Wholesale Electricity Market.

. System Operator (Operador del Sistema): is the entity responsible for the operational planning, dispatch, and real-time operation of the SEN, complying with operational safety criteria and the CCSDs established in national and regional regulation, including the administration and allocation of ancillary services; it is also responsible for coordinating regional energy exchanges and ancillary services of the MER. It currently corresponds to the National Energy Control Center (CENCE)".

. PDER: any individual or legal entity that owns or operates a DER.

. SAE-J 1772: Connector protocol for recharging electric vehicles according to standard INTE/IEC 61851-1:2017 or its current version.

. Services of General Interest (Servicios de interés general): are ancillary or complementary services or economic activities linked to the public service of energy supply in all its stages, to satisfy needs of general interest subject to specific public service obligations of a technical, financial, and accounting nature established by ARESEP.

. National Electric System (SEN): Is the power system composed of the following interconnected elements: generation plants, the transmission network, distribution networks, energy storage systems, and users' electrical loads. A set of companies and equipment in the national territory interconnected among themselves and regulated by the set of technical regulations of ARESEP and national technical standards.

. Distributed Energy Resources (DER): are modular generation and energy storage technologies, mainly connected to a medium and low voltage network, managed automatically or manually, that can provide electrical capacity, energy, flexibility, or provide ancillary services to the local grid dynamically when needed. These systems can be connected to the local electrical grid or isolated from the grid in autonomous applications. The following are considered distributed energy resources: a) Distributed generation system for self-consumption, b) Energy storage system, c) Electric vehicles, d) Demand response. Including the interconnection or supplementary systems necessary to meet the requirements of the local grid and its demand response, regulated by the set of technical regulations of ARESEP and national technical standards.

. Demand Response (Respuesta a la demanda): are deliberate changes in the subscriber's electrical energy consumption, with respect to a usual consumption pattern, in response to price signals or incentives.

. Electric Vehicle (Vehículo eléctrico): Any movable asset powered by one hundred percent electric energy or by zero-emission technology and that does not contain a combustion engine, in its version of automobiles, motorcycles, bicycles, minibuses, buses, trains.

FOR SMALL-SCALE SELF-CONSUMPTION

ARESEP, the OS, and the electric company will establish conditions and requirements according to the interconnection point, size, and impact on the grid, to be officialized by ARESEP.

• a)Island operation: modality of the GDA system owned by a PDER that, while energized, is not interconnected nor has any interaction with the SEN.
• b)Operation without delivery of surplus energy to the grid: modality of distributed generation for self-consumption, in which the distributed generation systems have technological mechanisms to manage surplus at the point of generation and make it impossible to deliver surplus while operating in parallel with the SEN.
• c)Operation with delivery of surplus: condition of a GDA system is interconnected with the SEN at a point defined in the interconnection contract, with exchanges of electrical energy.

The responsibilities and obligations of the PDER with a GDA system in island operation or in parallel with or without delivery of surplus are the following:

• a)Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.
• b)The design, inspection, and construction of the GDA system must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, authorized to assume professional responsibility for this type of work, and the plans must be duly processed before the CFIA.
• c)Ensure the correct final disposal of waste from the energy generation and storage systems, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-S-MINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.
• d)Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.
• e)Comply with the technical requirements established by the OS.
• f)The equipment comprising the GDA systems must comply with the technical and operational specifications provided by the distribution company and the provisions of the OS.
• g)Every GDA system must operate and maintain adequate conditions to guarantee human and property safety, as well as that of the SEN.
• h)It is the responsibility of the PDER to cover the costs generated by repairs or damages caused by their GDA system to the electrical distribution network, when duly demonstrated by the electric company in accordance with the article of Law 10086.
• i)Pay the amounts associated with the rates established by ARESEP for DGA systems.
• j)Address the recommendations made by the electric company in compliance with this regulation.
• k)Provide the information required by ARESEP for the adequate regulation of services of general interest.
• l)Prior to installing the distributed generation system for self-consumption in parallel operation with delivery of surplus, the PDER must obtain authorization from the electric company for its installation, provided that the applicable regulations are satisfied.
• m)Temporarily suspend operation when there is non-compliance with conditions that endanger the life and safety of persons.
• n)Pay the regulatory fee established for the activity.

• a)Manage the distributed generation for self-consumption activity in compliance with Law 10086 and the provisions of this Regulation, with the aim of safeguarding efficiency, reliability, continuity, and safety of the electric service.
• b)Have an ADMS system capable of reliably, safely, and efficiently managing groups of distributed resources, resources that will be regulated through the interconnection contract, according to the technical requirements defined by the OS and the provisions of the RT-ARESEP.
• c)Carry out the basic technical study to determine the feasibility of the installation and interconnection of the GDA system within the period established by ARESEP according to the system size.
• d)Plan the necessary investments to carry out readjustments to the circuits, in accordance with efficiency criteria and avoiding cross-subsidies, to improve their capacity and performance in line with the distributed energy resources they serve, with the aim of being submitted for ARESEP's assessment in accordance with article 7 subsection a) of Law No. 10086.
• e)Define and officialize a public access website for the GDA activity, indicating the technical information necessary for the subscriber or the PDER, including the DER penetration capacity per circuit.
• f)Implement on the public access website for the GDA activity the service channels for the PDER for inquiries or complaints.
• g)Report semi-annually to the OS the location, technical characteristics, and data of the injection and consumption of the PDER at all metering points of the registered GDA systems, the communication protocols when applicable, and installed capacity of each registered GDA system. Furthermore, supply the corresponding information in real time to the OS when applicable.
• h)Inform the PDER monthly of the surplus in the SEN, adhering to the regulatory instrument in force and applicable by ARESEP.
• i)Notify the report of the technical studies to the subscriber or the PDER within the duly officialized deadlines.
• j)Install, as the case may be, a bidirectional energy meter and/or generation meter as established by ARESEP, in addition to the devices required according to the appropriate technology for metering at the common interconnection point in accordance with the technical characteristics defined in the RT-ARESEP.
• k)The electric company shall be responsible for any damage attributable to the physical or remote manipulation of the GDA system during the inspections carried out.
• l)Carry out the interconnection of the GDA systems to the electricity grid, prior to compliance with the requirements established in this regulation and the regulatory instruments of ARESEP.
• m)Comply with the provisions of article 12 of Law No. 10086, through the Full Net Billing mechanism.
• n)Remit to ARESEP, in the periods it defines, all the information required for the adequate regulation of the service.
• o)Develop the technical and commercial operations that foster the provision of the service in an efficient and quality manner, so that the actions managed allow maximizing the benefit of users.

For the application of this regulation, the following operating modes will be used:

• a)Float operation: A SAE is said to work in float mode when its terminals are kept at a voltage that prevents it from discharging. In this operating mode, the battery downstream of the electrical energy meter is kept on standby for use when the energy it stores is needed.
• b)Cycle operation: A SAE is said to work in charge and discharge cycles continuously and in a scheduled manner.

For the application of this regulation, the following usage modes will be used:

• a)Arbitrage: Takes advantage of the technical and economic conditions of the market and storage capacity to provide energy according to the cost of electricity or time-of-use rates.
• b)Self-start: also known as black start or emergency start, is the process of restoring the operation of the PDER's infrastructure after a collapse of the SEN. This operation is subject to the needs of the SEN and compliance with the technical requirements established by the OS and the RT-ARESEP.
• c)Increase the use of renewable energies: to store energy and dispatch it according to the PDER's needs.
• d)Reduction of demand charges: its purpose is to reduce peaks in electricity demand and achieve greater efficiency in the use of infrastructure and energy resources.
• e)Voltage and frequency regulator: for the purpose of supplying stable voltage and frequency and thus protecting electrical equipment within the PDER infrastructure. This operation is subject to the needs of the SEN and compliance with the technical requirements established by the OS and the RT-ARESEP.
• f)Electrical backup: its purpose is to guarantee the uninterrupted supply of electrical power to a home, business, industry, or office (PDER infrastructure).
• g)Other modes of use that are not contrary to Law 10.086, this regulation, and the technical standards of ARESEP

The responsibilities and obligations of the PDER with an SAE system operating in island mode or in parallel without delivery of surplus energy to the SEN are the following:

• a)Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.
• b)Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.
• c)The design, inspection, and installation of the SAE must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, duly authorized to assume professional responsibility for this type of work; and the plans must be duly processed before the CFIA.
• d)Carry out the correct final disposal of waste from the generation and energy storage systems, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-S-MINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.
• e)Comply with the technical requirements established by the OS.
• f)The equipment that makes up the SAE systems must comply with the technical and operational specifications set forth in the RT-ARESEP and what the OS mandates.
• g)Every SAE system must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as not negatively affect the operation of the SEN.
• h)It is the responsibility of the PDER to bear the costs generated by repairs or damages caused by their SAE system when interconnected to the SEN.
• i)Pay the fees established by ARESEP to interconnect the SAE.
• j)Address the recommendations made by the electric utility in compliance with this regulation.
• k)Comply with the quality, safety, and reliability conditions determined by ARESEP in compliance with Law 10086.
• l)Temporarily suspend the operation of the SAE when there is a breach of the conditions that put the life and safety of persons at risk.
• m)Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.

For the application of this regulation, the following technologies will be used:

• a)Electrochemical batteries, considering the following types:

a. Lead-acid (PB-acid): life cycle between 500 and 800 charge-discharge cycles, density of 30-40 Wh/Kg b. Nickel-cadmium (NiCd): life cycle between 1500 and 2000 charges and discharges, density of 40-60 Wh/Kg c. Nickel-metal hydride (NiMH): life cycle between 300 and 500 charge and discharge cycles, density of 30-80 Wh/Kg d. Lithium-ion (LiCoO2): life cycle between 400 and 1200 charges and discharges, density of 100-250 Wh/Kg e. Lithium-ion with LiFePO4 cathode: life cycle greater than 2000 charges and discharges, density of 90-100 Wh/Kg f. Lithium polymer (LiPo): life cycle below 1000 charges and discharges, energy density of 300 Wh/Kg.

g. Any other electrochemical battery technology that is not contrary to Law 10086 and this regulation.

• b)Electric/Magnetic Batteries c) Hydrogen fuel cells d) EV Recharge Centers, considering the following types:

a. Conventional recharge: the user of an electric vehicle connects to a public charging station, chooses the recharge time, and the payment method.

b. Plug and Charge: the user of an EV connects to a public charging station without performing any additional steps. The control system is responsible for identifying the vehicle and allowing payment automatically through an encrypted protocol that guarantees security, without the need to use any credit or membership card, complying with ISO15118 in its current version.

c. Bidirectional smart charging: allows the flow of energy from the grid to the EV to proceed with its recharge; and in the opposite direction, from the EV to the grid, for its replenishment.

d. Induction recharge: Recharging an EV using static inductive recharging, without the need to connect it via a cable.

e. Any other electrochemical battery technology after assessment and approval by MINAE.

For the application of this regulation, the IRVE may use the following EV recharging modes.

• a)Slow Charge (L1): Connection of the EV to an IRVE system consisting of standardised electrical outlets at the national level, in compliance with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC, of up to 16 A and up to 250 V single-phase alternating current or 480 V three-phase alternating current.
• b)Semi-Fast Charge (L2): Connection of the EV to an IRVE system, either in a three-phase configuration at 480 volts, 125 amps in AC, or another voltage level permitted by ARESEP (208, 240 in delta, etc.). The connection to the vehicle shall be made via an SAE J-1772 type connector or another private protocol from a manufacturer, with prior authorization from MINAE through the updating of its respective national standard.
• c)Fast Charge (L3): Connection of the EV to an IRVE system, either in a three-phase configuration at 480 volts, 125 amps in AC, or another voltage level permitted by ARESEP (208, 240 in delta, etc.). The connection to the vehicle shall be made via a CCS combo type 1, CHAdeMO, or GB/T connector in DC, or another private protocol from a manufacturer, with prior authorization from MINAE through the updating of its respective national standard.

For the application of this regulation, the following modes of operation will be used:

• a)Grid to EV: mode of operation in which the electrical energy stored in the batteries or cells of an EV can be transmitted to the electrical grid of a PDER's infrastructure by the driver of an EV through an IRVE system, when it is connected to the grid at times when it is not being used for transport.
• b)EV to grid: mode of operation in which the electrical energy stored in the batteries or cells of an EV can be transmitted to the electrical grid of a PDER's infrastructure through an IRVE system, when it is connected to the grid at times when it is not being used for transport.
• c)Grid service: The SAE can be part of a smart grid.

The responsibilities and obligations of the PDER who owns or operates an EV, or owns an IRVE operating in island mode or in parallel without delivery of surplus energy to the SEN for their own use, shall be the following:

• a)Every IRVE system owned by a PDER for use with an EV must ensure that the electrical installation complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its current version.
• b)The design, inspection, and construction of the IRVE system owned by a PDER must be carried out by a professional duly registered with the CFIA, duly authorized to assume professional responsibility for this type of work, and the plans must be duly processed before the CFIA.
• c)All components, materials, and accessories of the IRVE must be listed and in accordance with the specifications of the manufacturer, designer, and verified by the professional duly registered with the CFIA who is responsible and authorized to assume professional responsibility for this type of construction and installation work.
• d)Carry out the correct final disposal of waste from the IRVE systems owned by a PDER, as well as from the EVs owned by a PDER, in accordance with the Law for Integrated Waste Management No. 8839 and Executive Decree No. 37567-SMINAET-H, General Regulation to the Law for Integrated Waste Management.
• e)Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.
• f)The equipment that makes up the IRVE systems owned by a PDER must comply with the technical and operational specifications set forth in the RTARESEP.
• g)Every EV and every IRVE owned by a PDER must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as the SEN.
• h)It is the responsibility of the owner of an EV using a public IRVE to bear the costs generated by repairs or damages caused by their EV to said IRVE, when duly demonstrated by the owner or operator of the public IRVE.
• i)Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.
• j)Temporarily suspend the operation of an IRVE owned by a PDER when there is a breach of the conditions that put the life and safety of persons at risk.
• k)In the case of having EV-to-grid operation, it must comply with everything established in Chapter III on the SAE of this regulation.

For the application of this regulation, the following modes of demand response will be used:

• a)Explicit Demand Response: (also called "incentive-based"), subscribers or PDERs receive economic benefits with their consumption flexibility, either on their own account or through an aggregator, which may be a third party, or the distribution system operator of the subscriber's electric utility.
• b)Implicit Demand Response: (also called "price-based"), subscribers react to the current tariffs.

For the application of this regulation, the following modes of use will be used:

• a)Coordination for interaction with high-power loads: Through the use of smart grid systems, the distribution system operator of the electric utility can interact with large consumers by connecting or disconnecting their high-power loads, favoring the final cost of energy to the end user, and generating an economic incentive for the subscriber with the affected load.
• b)Load shedding: When the electrical generation and transmission systems fail to meet demand, in order to preserve grid stability, instantaneous consumption must be reduced in some way, either by disconnecting some devices or reducing the supply voltage, in order to prevent uncontrolled disruptions of supply such as extended system blackouts or damage to electrical appliances. Electric utilities can carry out load shedding, either by cutting service to specific areas (rationing rotation) or through technical and economic agreements with large consumers for them to turn off equipment during conditions of insufficient generation resources to meet demand (interruptibility).
• c)Economic demand response: This consists of favoring subscribers who reduce their consumption when it is most convenient for them or when the economic performance they obtain from that electricity does not compensate for the price they pay for it.
• d)Use of mobile loads: To preserve service continuity, energy can be taken from mobile loads connected to the grid, in order to avoid failures in the SEN or in the PDER's electrical infrastructure.
• e)Time-of-use tariffs: A measure that establishes billing bands according to the time of day; the price of the energy and/or power consumed varies depending on the time of day it is consumed.
• f)Any other mode that incentivizes the country's economic development and the electrification of industry, without jeopardizing the operation of the SEN nor contravening the regulations established by ARESEP or the technical guidelines of the OS, and that are not contrary to Law 10086 and its regulation.

• a)Smart meters: equipment capable of recording subscriber consumption and performing remote reading, at intervals whose resolution is at least that of the MEN or the programs intended to be launched (totalized in periods or directly the hourly load curve). Additionally, systems incorporating remote disconnection and reconnection, as well as automatic disconnection actuators in case of improper handling of the equipment, detection of energy theft, or other modes that promote efficiency in grid operation, are preferably included.
• b)Verification technologies for changes in subscriber consumption behavior: For demand response cases, it is necessary to verify the subscriber's correct fulfillment of the contract for a change (increase/decrease) in power in response to a sent signal. This requires standardized models for estimating the baseline curve, that is, the subscriber's behavior if no signal were received, which is compared with the actual curve recorded during the signal activation period.
• c)Smart electronic devices: Equipment that has operational and interactive flexibility that can be controlled remotely by the user, aggregator, an authorized third party, or the electric utility.
• d)Communication systems: equipment, networks, and systems required to establish bidirectional communication between the DERs and the electric utilities' ADMS systems.
• e)Any other technology that incentivizes the country's economic development and the electrification of industry, without jeopardizing the operation of the SEN nor contravening the regulations established by ARESEP or the technical guidelines of the OS.

• a)Ensure that the electrical installation of their property complies with the Regulation for the Officialization of the Electrical Code of Costa Rica for the Safety of Life and Property, Executive Decree No. 36979-MEIC in its final version.
• b)Comply with the technical requirements established by the OS.
• c)Comply with the regulatory instruments established by ARESEP.
• d)Every system must operate and maintain the appropriate conditions to guarantee human safety and that of the property, as well as the SEN.
• e)Bear the costs generated by repairs or damages caused to the grid of the electric utility where it is interconnected.
• f)Address the recommendations made by the electric utility in compliance with this regulation.
• g)Provide the information required by ARESEP for the appropriate regulation of services of general interest.
• h)Temporarily suspend the use of the technology applied for demand response when a high risk or imminent danger to the life and safety of persons is detected.

The contract that establishes the general and specific conditions defined by ARESEP and the OS, under which a DER will interact with the SEN at the common interconnection point.

The procedure for signing and connection shall be as follows:

• a)The Interconnection Contract must be signed by both parties and must comply with the requirements and deadlines defined by ARESEP.
• b)Once the interconnection contract is signed, the electric utility will have a deadline defined by ARESEP for interconnection to the electrical distribution grid, depending on the corresponding DER.

The electric utility may reject, suspend, interrupt, or disconnect the DER, for the causes established in the interconnection contract and the following situations:

• a)Inconsistencies or errors in the technical information that must be submitted to the electric utility.
• b)Inconsistencies between the grid availability request and the calculation reports or single-line diagrams according to the type of DER.
• c)For faults in the distribution grid caused by the DER and proven by the electric utility.
• d)For the PDER's non-compliance with the provisions of this regulation, the RT-ARESEP, and the clauses contained in the electrical supply contract and/or the interconnection contract.
• e)For the PDER's non-compliance with the technical requirements established by the OS and the distribution utility.
• f)For not allowing the access required for inspections in accordance with the provisions of Article 14 of the Law for the Promotion and Regulation of Distributed Energy Resources from Renewable Sources No. 10086.
• g)At the request of the PDER.
• h)Upon corroboration by the electric utility of the sale of electrical energy by a PDER to third parties other than the electric utility where it is interconnected. In this case, what corresponds according to the regulations shall apply.

39220-MINAE, called "Regulation for Distributed Generation for Self-Consumption with Renewable Sources Simple Net Metering Contracting Model" of September 14, 2015, published in La Gaceta No. 196 of October 8, 2015, is hereby repealed in its entirety.

Single Transitional Provision: From the entry into force of this regulation, PDERs with current contracts who sign a new contract with the distribution utilities will have a period of 3 months to comply with the new conditions established in Law 10086 and the Regulation.

Given at the Presidency of the Republic. - San José, on the twentieth of January, two thousand twenty-three.

El objetivo del presente reglamento, es regular en complemento con la ley 10086 la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades que indica la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad que se encuentran en la reglamentaciones dictadas por el MINAE y ARESEP.

Se declara de interés público la integración de los Recursos Energéticos Distribuidos que interactúen con el Sistema Eléctrico Nacional en las modalidades establecidas en la Ley, bajo los criterios de eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad y sostenibilidad

Este reglamento a la Ley de Promoción y Regulación de Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables N°10086, es de aplicación obligatoria para todos los abonados, generadores distribuidos, personas físicas o jurídicas que posean, operen diseñen, ensamblen, instalen, conecten, integren, controlen, DER, para uso en las instalaciones de los usuarios finales o para ser interconectados al SEN, así como para las empresas eléctricas cuando los DER sean interconectados al SEN en sus diferentes modalidades y servicios auxiliares asociados definidos por ARESEP.

Para los efectos del presente reglamento se tendrán las siguientes abreviaturas:

ADMS: Sistema de gestión de distribución avanzado, por sus siglas en inglés ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos C.A.: Corriente Alterna C.D.: Corriente Directa CFIA: Colegio Federado de Ingenieros y de Arquitectos de Costa Rica DER: Recursos energéticos distribuidos, por sus siglas en inglés GDA: Sistema de generación distribuida para autoconsumo ICE: Instituto Costarricense de Electricidad INTE: Normas INTECO IRVE: Infraestructura de recarga de vehículos eléctricos MEN: Mercado Eléctrico Nacional MW: Medida de potencia que es igual a un millón de watts MINAE: Ministerio de Ambiente y Energía RT-ARESEP: Reglamentos técnicos emitidos por ARESEP OS: Operador del Sistema Eléctrico Nacional PDER: Persona física o jurídica propietaria de un DER SAE: Sistema de Almacenamiento de Energía SEN: Sistema Eléctrico Nacional VE: Vehículo Eléctrico

Para la aplicación del presente reglamento los términos que mencionan tendrán el siguiente significado:

. Abonado: persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica.

. Almacenamiento de Energía: Es toda tecnología (electroquímico, térmico, mecánica, eléctrica) que permita almacenar energía en las instalaciones del usuario final, incluyendo calderas eléctricas con tanques de agua caliente.

. Agente económico: En el mercado, toda persona física, entidad de hecho o de derecho, pública o privada, partícipe de cualquier forma de actividad económica, como comprador, vendedor, oferente o demandante de bienes o servicios, en nombre propio o por cuenta ajena de que sean importados o nacionales, o que hayan sido producidos o prestados por él o por un tercero.

. Agregador: Persona física o jurídica, que integra, coordina y gestiona un conjunto de Recursos Energéticos Distribuidos propios, de uso común o de terceros, con el fin de optimizar la operación y el uso de estos recursos para mejorar la eficiencia de su consumo energético y la fiabilidad del sistema eléctrico, permitiendo obtener beneficios para los PDER que administra, incluyendo la habilitación para proveer servicios al operador del sistema del SEN, la empresa eléctrica del abonado y para el Sistema Eléctrico Nacional. El Agregador DER deberá informar su operación a la empresa distribuidora eléctrica que brinde el servicio público de electricidad en el sitio donde se ubiquen los servicios de los clientes PDER, para esto deberán reportar al momento de inicio de operación, por una única vez, la ubicación el número de identificación del servicio eléctrico de los clientes que serán atendidos, y mantener actualizada la información de ingreso o salida de los clientes PDER que administre de forma anual.

Las empresas distribuidoras eléctricas deberán informar a la ARESEP sobre la operación de los Agregadores DER, dentro del mes siguiente a la fecha en que tengan conocimiento de su operación, detallando la ubicación y los clientes gestionados por estos. Dicha comunicación deberá ser remitida al Agregador DER y la misma será suficiente para tener a los Agregadores DER como instituidos ante esa autoridad. El cumplimiento de los requisitos técnicos de operación y seguridad de las obras eléctricas y servicios relacionados, incluyendo el diseño, inspección y construcción y operación, se acreditará mediante la presentación de planos y documentos debidamente visados que realice el profesional o los profesionales responsables a cargo al CFIA, conforme con el Reglamento para el Trámite de Revisión de los Planos para la Construcción Nº 36550-MP-MIVAH-S-MEIC del 28 de abril de 2011 o la normativa que lo suceda .

Las empresas distribuidoras eléctricas no deberán solicitar a la ARESEP o a los Agregadores DER requisitos o procesos adicionales para su operación bajo esta modalidad. Además, con el objetivo de contar con un registro de los recursos energéticos, el agregador deberá reportar, al momento de su registro, la capacidad de generación y almacenamiento de los DER que administre, en aquellos casos que corresponda. Asimismo, deberá proporcionar la información solicitada por la ARESEP y la empresa distribuidora eléctrica en relación con su generación eléctrica para autoconsumo.

(Así reformada la definición agregador anterior por el artículo 14 del Reglamento al artículo 16 bis de la Ley de Régimen de Zonas francas N° 7210 relativo a los recursos energéticos distribuidos por parte de empresas acogidas al régimen de zonas francas y empresas administradoras de parques de zonas francas localizadas fuera de la Gran Área Metropolitana, aprobado mediante decreto ejecutivo N° 45294 del 10 de octubre del 2025)

. Autoconsumo: es el aprovechamiento de la energía generada por parte del PDER para abastecer únicamente su propia demanda en el mismo sitio donde la produce.

. Baterías Electroquímicas: Dispositivo para el almacenamiento de energía eléctrica mediante interacciones electrostáticas (capacitores electrolíticos de doble capa) o a través de campos electromagnéticos (superconductores magnéticos).

. Baterías Eléctricas/Magnética: almacenamiento de energía eléctrica mediante interacciones electrostáticas (capacitores electrolíticos de doble capa) o a través de campos electromagnéticos (superconductores magnéticos).

. Cargas Móviles: son sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con capacidad de reubicarse e interconectarse en diferentes puntos de la red.

. Capacidad de penetración de DER por circuito: capacidad máxima de cada circuito eléctrico del SEN para poder aceptar DER sin que estos afecten su operación, de conformidad con la normativa vigente aplicable que emita la ARESEP al efecto.

. Centros de recarga para VE: Estación de suministro o comercialización de energía eléctrica para la recarga de las baterías de los vehículos eléctricos. Comprende el espacio de parqueo donde los usuarios pueden recargar sus vehículos electricos y al menos un conector para recarga de energía eléctrica.

. CHAdeMO: Charge de Move (en español "Carga para moverse"), Sistema para la recarga de vehículos eléctricos según la norma INTE/IEC 61851-23:2017 o su versión vigente.

. CCS1 Combo 1: Combined Charging System (en español "Sistema combinado de carga") Sistema para la recarga de vehículos eléctricos según la norma INTE/IEC 61851-23:2017 o su versión vigente.

. Celdas de combustible de hidrógeno: montaje de celda de combustible autónomo utilizado para la generación de electricidad fija en un lugar específico, según la norma INTE/ISO 14687:2020 o su versión vigente.

. Contrato de interconexión: es el instrumento legal accesorio suscrito entre la empresa eléctrica y el PDER que establece las condiciones generales y especificas bajo las cuales interactuará un DER con la red de distribución y su afectación al SEN en el punto de interconexión común, las condiciones comerciales y regulatorias de acceso y venta de excedentes (incluyendo el pago del canon respectivo). L finalización de contrato de interconexión o su incumplimiento no afecta la validez y vigencia del contrato de suministro eléctrico o viceversa; aprobados por ARESEP . Contrato de suministro de energía: es el contrato principal suscrito entre la empresa eléctrica y el abonado para el suministro de electricidad, en el que se establecen las condiciones, requisitos técnicos y comerciales bajo los cuales se brindará el servicio eléctrico, así como las obligaciones, derechos, deberes y sanciones a que se comprometen las partes, en estricto apego a la normativa y leyes vigentes.

. Empresa eléctrica: persona jurídica concesionaria que suministra el servicio eléctrico en cualquiera de sus etapas; generación, transmisión, distribución y comercialización . Excedentes: energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables e inyectada a la red eléctrica de distribución, una vez que el generador distribuido ha satisfecho su propia demanda . Facturación Neta completa: Mecanismo de compensación económica de excedentes de los PDER, el cual les da derecho a vender sus excedentes a la empresa eléctrica a la cual esta interconectado el GDA, a un precio regulado por la ARESEP que evite los costos ineficientes en las compras de energía de los sistemas de distribución de las empresas eléctricas, sin constituirse en una obligación por parte de la empresa eléctrica el comprar esta energía.

. GB/T: Estándar para la recarga de vehículos eléctricos según la norma INTE/IEC 61851 23:2017 o su versión vigente.

. Generación distribuida para autoconsumo: conjunto de tecnologías o equipos necesarios para la generación de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovable utilizados por el generador distribuido.

. Operador del Sistema Eléctrico Nacional (OS): unidad técnica que tiene la responsabilidad de dirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) para satisfacer la demanda eléctrica del país, así como la coordinación y ejecución del trasiego de energía eléctrica a nivel regional. En Costa Rica es el Centro Nacional de Control de Energía.

. MEN: se entenderá como Mercado Eléctrico de Costa Rica o Mercado Eléctrico Nacional, al ámbito en el cual se realizan las transacciones de prestación de servicios y compra o venta de electricidad a través de quienes se dedican a las actividades de generación, transmisión, distribución, comercialización. A este Mercado Eléctrico Nacional se le denominará indistintamente Mercado Mayorista de Electricidad.

. Operador del Sistema: es la entidad responsable del planeamiento operativo, despacho y operación en tiempo real del SEN cumpliendo con los criterios de seguridad operativa y los CCSD establecidos en la regulación nacional y regional, incluyendo la administración y asignación de servicios auxiliares, además es el responsable de coordinar los intercambios de energía y servicios auxiliares regionales del MER. Corresponde actualmente al Centro Nacional de Control de Energía (CENCE)".

. PDER: toda persona física o jurídica que posee u opere un DER.

. SAE-J 1772: Protocolo de conector para la recarga de vehículos eléctricos según la norma INTE/IEC 61851-1:2017 o su versión vigente.

. Servicios de interés general: son servicios o actividades económicas accesorias o complementarias vinculados al servicio público de suministro de energía en todas sus etapas, para satisfacer necesidades de interés general sujeta a obligaciones específicas de servicio público técnico, financiero y contable que establezca la ARESEP.

. 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, sistemas de almacenamiento de energía y las cargas eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y equipamientos en territorio nacional interconectados entre sí y regulados por el conjunto de los reglamentos técnicos de la ARESEP y la normativa técnica nacional.

. Recursos Energéticos Distribuidos (DER): son tecnologías de generación y almacenamiento de energía modulares, conectadas principalmente a una red de media y baja tensión, gestionados de forma automática o manual, que pueden proporcionar capacidad eléctrica, energía, flexibilidad o proveer servicios auxiliares a la red local de forma dinámica cuando hace falta. Estos sistemas pueden estar conectados a la red eléctrica local o bien aislada de la red en aplicaciones autónomas. Se consideran recursos energéticos distribuidos: a) Sistema de generación distribuida para autoconsumo, b) Sistema de almacenamiento de energía, c) Vehículos eléctricos, d) Repuesta de la demanda. Incluyendo los sistemas de interconexión o suplementarios necesarios para cumplir con los requerimientos de la red local y su respuesta de la demanda, regulados por el conjunto de los reglamentos técnicos de la ARESEP y la normativa técnica nacional.

. Respuesta a la demanda: son los cambios deliberados en el consumo de energía eléctrica del abonado, con respecto a un patrón usual de consumo, en respuesta a señales de precios o incentivos . Vehículo eléctrico: Todo aquel bien mueble impulsado con energía cien por ciento eléctrica o mediante una tecnología cero emisiones y que no contenga motor de combustión, en su versión de automóviles, motocicletas, bicicletas, microbuses, buses, trenes.

PARA AUTOCONSUMO A PEQUEÑA ESCALA

• a)Operación en isla: modalidad del sistema GDA propiedad de un PDER que, estando energizado, no está interconectado ni tiene interacción alguna con el SEN.
• b)Operación sin entrega de excedentes de energía a la red: modalidad de generación distribuida para autoconsumo, en la cual los sistemas de generación distribuida disponen de mecanismos tecnológicos para gestionar los excedentes en el punto de generación e imposibilitan la entrega de excedentes mientras opera en paralelo con el SEN.
• c)Operación con entrega de excedentes: condición de un sistema GDA está interconectado con el SEN en un punto definido en el contrato de interconexión, con intercambios de energía eléctrica.

Son responsabilidades y obligaciones del PDER con un sistema de GDA en operación en isla o en paralelo con o sin entrega de excedentes las siguientes:

• a)Asegurar que la instalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión vigente.
• b)El diseño, inspección y la construcción del sistema de GDA deberá ser realizado por un profesional debidamente incorporado al CFIA, autorizado para asumir la responsabilidad profesional para este tipo de obras y los planos deberán ser debidamente tramitados ante el CFIA.
• c)Hacer una correcta disposición final de los residuos de los sistemas de generación y almacenamiento de la energía, en concordancia con la Ley para la Gestión Integral de Residuos N°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-S-MINAET-H Reglamento General a la Ley para la Gestión Integral de Residuos.
• d)Cumplir con los instrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.
• e)Cumplir con los requisitos técnicos establecidos por el OS.
• f)Los equipos que componen los sistemas GDA deberán de cumplir con las especificaciones técnicas, y operativas que dispongan la empresa distribuidora y lo que disponga el OS.
• g)Todo sistema GDA debe operar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana y del inmueble, así como del SEN.
• h)Es responsabilidad del PDER sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque su sistema GDA a la red de distribución eléctrica, cuando se encuentre debidamente demostrado por parte de la empresa eléctrica de conformidad con el artículo de la Ley 10086.
• i)Cancelar los montos asociados a las tarifas que establezca la ARESEP para los sistemas DGA.
• j)Atender las recomendaciones que la empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este reglamento.
• k)Suministrar la información que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios de interés general.
• l)Previo a instalar el sistema de generación distribuida para autoconsumo en operación paralela con entrega de excedentes deberá obtener la autorización por parte de la empresa eléctrica para su instalación, siempre que se satisfaga la normativa aplicable.
• m)Suspender temporalmente la operación cuando exista incumplimiento a las condiciones que ponen en riesgo la vida y la seguridad de las personas.
• n)Cancelar el canon de regulación que es establezca para la actividad.

• a)Gestionar la actividad de generación distribuida para autoconsumo en acatamiento a la Ley 10 086 y lo indicado en este Reglamento, con el objetivo de salvaguardar la eficiencia, confiabilidad, continuidad, seguridad del servicio eléctrico.
• b)Contar con un sistema ADMS capaz de administrar de forma confiable, segura y eficiente grupos de recursos distribuidos, recursos que serán regulados mediante el contrato de interconexión, según los requerimientos técnicos definidos por el OS y lo establecido en los RT-ARESEP.
• c)Realizar el estudio técnico básico que determinen la factibilidad de la instalación e interconexión del sistema GDA en el plazo que establezca la ARESEP según el tamaño del sistema d) Planificar las inversiones necesarias para realizar las readecuaciones de los circuitos, de acuerdo con los criterios de eficiencia y evitando subsidios cruzados, para mejorar la capacidad y desempeño de estos acorde con los recursos energéticos distribuidos a los cuales sirvan, con el objetivo de ser sometidos a valoración de la ARESEP de conformidad con el artículo 7 inciso a) de la Ley N°10086.
• e)Definir y oficializar un sitio web de acceso público para la actividad de GDA donde se indique la información técnica necesaria para el abonado o el PDER, incluyendo la capacidad de penetración de DER por circuito.
• f)Implementar en el sitio web de acceso público para la actividad de GDA los canales de atención al PDER para consultas o quejas.
• g)Reportar semestralmente al OS la ubicación, características técnicas y datos de la inyección y el consumo del PDER en todos los puntos de medición de los sistemas GDA registrados, los protocolos de comunicación cuando aplique, y capacidad instalada de cada sistema GDA registrado. Además, suministrar la información que corresponda en tiempo real al OS cuando aplique.
• h)Informar mensualmente al PDER los excedentes en el SEN, atendiendo el instrumento regulatorio vigente y aplicable por la ARESEP.
• i)Notificar el informe de los estudios técnicos al abonado o el PDER en los plazos debidamente oficializados.
• j)Instalar según sea el caso un medidor de energía bidireccional y/o generación según establezca ARESEP, además de los dispositivos requeridos de acuerdo con la tecnología apropiada para la medición en el punto de interconexión común de acuerdo con las características técnicas que se definen en los RT-ARESEP.
• k)La empresa eléctrica será responsable de cualquier daño que le sea atribuible a la manipulación física o remota del sistema de GDA durante las inspecciones realizadas.
• l)Realizar la interconexión de los sistemas GDA a la red eléctrica, esto previo al cumplimiento de los requisitos establecidos en este reglamento y los instrumentos regulatorios de la ARESEP.
• m)Cumplir con lo dispuesto en el artículo 12 de la Ley N°10086, mediante el mecanismo de Facturación Neta completa n) Remitir a la ARESEP en los periodos en que esta defina, toda la información que se requiera para la adecuada regulación del servicio.
• o)Desarrollar las operaciones técnicas y comerciales que propicien el suministro del servicio de un modo eficiente y de calidad, a fin de que las acciones que se gestionen permitan maximizar el beneficio de los usuarios.

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán los siguientes modos de operación:

• a)Trabajo en flotante: se dice que un SAE trabaja en flotante cuando sus terminales se mantienen a una tensión que impide que se descargue. En este modo de trabajo, la batería aguas abajo del contador de energía eléctrica, se mantiene en espera para emplearla cuando sea necesario disponer de la energía que almacena.
• b)Trabajo en ciclos: se dice de un SAE que trabaja en ciclos de carga y descarga de manera continua y forma programada

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán los siguientes modos de utilización:

• a)Arbitraje: Aprovecha las condiciones técnicas y económicas del mercado y la capacidad de almacenamiento para proveer energía según el costo de la electricidad o las tarifas de uso horario.
• b)Arranque autógeno: también conocido como arranque en negro o arranque de emergencia, es el proceso de restaurar la operación de la infraestructura del PDER luego de un colapso del SEN. Esta operación está sujeta a las necesidades del SEN y el cumplimiento de requisitos técnicos que establezcan el OS y los RT-ARESEP.
• c)Incrementar el uso de energías renovables: para almacenar energía y despacharlas según las necesidades del PDER.
• d)Reducción de los cargos de la demanda: tiene el fin de disminuir los picos de la demanda eléctrica y obtener una mayor eficiencia en el uso de la infraestructura y los recursos energéticos.
• e)Regulador de voltaje y frecuencia: con el fin de suministrar un voltaje y frecuencia estable y así proteger equipos eléctricos dentro de la infraestructura del PDER. Esta operación está sujeta a las necesidades del SEN y el cumplimiento de requisitos técnicos que establezca el OS y los RT-ARESEP.
• f)Respaldo eléctrico: tiene el fin de garantizar el suministro sin interrupciones de energía eléctrica para un hogar, comercio industria u oficina (infraestructura del PDER).
• g)Otros modos de utilización que no resulten contrarios a la Ley 10.086, este reglamento y la normativa técnica de ARESEP

Son responsabilidades y obligaciones del PDER con un sistema de SAE en operación en isla o en paralelo sin entrega de excedentes al SEN las siguientes:

• a)Cumplir con los instrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.
• b)Asegurar que la instalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión vigente.
• c)El diseño, inspección y la instalación del SAE deberá ser realizado por un profesional debidamente incorporado al CFIA, debidamente autorizado para asumir la responsabilidad profesional para este tipo de obras; y los planos deberán ser debidamente tramitados ante el CFIA.
• d)Hacer una correcta disposición final de los residuos de los sistemas de generación y almacenamiento de la energía, en concordancia con la Ley para la Gestión Integral de Residuos N°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-S-MINAET-H Reglamento General a la Ley para la Gestión Integral de Residuos.
• e)Cumplir con los requisitos técnicos establecidos por el OS.
• f)Los equipos que componen los sistemas SAE deberán de cumplir con las especificaciones técnicas, y operativas contempladas en los RT-ARESEP y lo que disponga el OS.
• g)Todo sistema SAE debe operar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana y del inmueble, así como no afectar negativamente la operación del SEN.
• h)Es responsabilidad del PDER sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque su sistema SAE al estar interconectado al SEN.
• i)Cancelar las tarifas que establezca la ARESEP para poder interconectar el SAE.
• j)Atender las recomendaciones que la empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este reglamento.
• k)Cumplir con las condiciones de calidad, seguridad y confiabilidad que termine la ARESEP en cumplimiento de la Ley 10086.
• l)Suspender temporalmente la operación del SAE cuando exista un incumplimiento a las condiciones que ponen en riesgo la vida y la seguridad de las personas.
• m)Suministrar la información que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios de interés general.

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán las siguientes tecnologías:

• a)Baterías electroquímicas, considerando los siguientes tipos:

a. Plomo-ácido (PB-ácido): ciclo de vida entre 500 y 800 ciclos de cargadescarga, densidad de 30-40 Wh/Kg b. Níquel-cadmio (NiCd): ciclo de vida entre las 1500 y 2000 cargas y descargas, densidad de 40-60 Wh/Kg c. Níquel-hidruro metálico (NiMh): ciclo de vida entre los 300 y 500 ciclos de carga y descarga, densidad de 30-80 Wh/Kg d. Ion-litio (LiCoO2): ciclo de vida entre las 400 y 1200 cargas y descargas, densidad de 100-250 Wh/Kg e. Ion-litio con cátodo de LiFePO4: ciclo de vida mayor a las 2000 cargas y descargas, densidad de 90-100 Wh/Kg f. Polímero de litio (LiPo): ciclo de vida por debajo de las 1000 cargas y descargas, densidad energética de 300 Wh/Kg.

g. Alguna otra tecnología de baterías electroquímicas que no resulten contrarias a la ley 10086 y este reglamento.

• b)Baterías Eléctricas/Magnética c) Celdas de combustible de hidrógeno d) Centros de Recarga para VE, considerando los siguientes tipos:

a. Recarga convencional: el usuario de un vehículo eléctrico se conecta a una estación de carga pública, escoge el tiempo de recarga, y la forma de pago.

b. Plug and Charge: el usuario de un VE se conecta a una estación de carga pública sin realizar ningún paso más. El sistema de control se encarga de identificar el vehículo y de permitir el pago de forma automática mediante un protocolo encriptado que garantiza la seguridad, sin necesidad de utilizar ningún tipo de tarjeta de crédito o de socio, cumpliendo con la ISO15118 en su versión vigente.

c. Recarga inteligente bidireccional: permite que el flujo de energía vaya de la red al VE para proceder a su recarga; y en sentido contrario, del VE a la red, para el reabastecimiento de la misma.

d. Recarga por inducción: Recargar un VE utilizando la recarga inductiva estática, sin necesidad de conectarlo mediante un cable.

e. Alguna otra tecnología de baterías electroquímicas previa valoración y aprobación por parte MINAE.

Para la aplicación del presente reglamento los IRVE podrán utilizar los siguientes modos de recarga de VE.

• a)Carga Lenta (L1): Conexión del VE a un sistema IRVE constituido por tomas de corriente estandarizadas a nivel nacional, en cumplimiento con Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC, de hasta 16 A y de hasta 250 V monofásica de corriente alterna o 480 V de corriente alterna trifásica.
• b)Carga Semi-Rápida (L2): Conexión del VE a un sistema IRVE, ya sea en configuración trifásica a 480 voltios, 125 amperios en C.A., o en otro nivel de tensión eléctrica, permitida por la ARESEP (208, 240 en delta, etc). La alimentación con el vehículo, se hará a través de un conector tipo SAE-J 1772 o algún otro protocolo privado de algún fabricante previa autorización del MINAE mediante la actualización de su respectiva norma nacional.
• c)Carga Rápida (L3): Conexión del VE a un sistema IRVE, ya sea en configuración trifásica a 480 voltios, 125 amperios en C.A., o en otro nivel de tensión eléctrica permitida por la ARESEP (208, 240 en delta, etc). La alimentación con el vehículo, se hará a través de un conector CCS combo tipo 1, CHAdeMO o GB/T en C.D., o algún otro protocolo privado de algún fabricante previa autorización del MINAE mediante la actualización de su respectiva norma nacional.

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán los siguientes modos de operación a) Red a VE: modo de operación en el cual la energía eléctrica almacenada en las baterías o celdas de un VE puede ser transmitida a la red eléctrica de la infraestructura de un PDER por el conductor de un VE por medio de un sistema IRVE, cuando este es conectado a la red en los momentos que no se use para el transporte b) VE a red: modo de operación en el cual la energía eléctrica almacenada en las baterías o celdas de un VE puede ser transmitida a la red eléctrica de la infraestructura de un PDER, por medio de un sistema IRVE, cuando este es conectado a la red en los momentos que no se use para el transporte.

• c)Servicio a la red: El SAE puede ser parte de una red inteligente.

Serán responsabilidades y obligaciones del PDER que posee u opere un VE, o posea un IRVE en operación en isla o en paralelo sin entrega de excedentes al SEN para su uso propio las siguientes:

• a)Todo sistema IRVE propiedad de un PDER para utilizar con un VE, debe asegurar que la instalación eléctrica cumpla con el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión vigente.
• b)El diseño, inspección y la construcción del sistema IRVE propiedad de un PDER deberá ser realizado por un profesional debidamente incorporado al CFIA, debidamente autorizada para asumir la responsabilidad profesional para este tipo de obras y los planos deberán ser debidamente tramitados ante el CFIA.
• c)Todos los componentes, materiales y accesorios de la IRVE deberán ser listados y acordes con las especificaciones del fabricante, diseñador y verificadas por el profesional debidamente incorporado al CFIA responsable y autorizado para asumir la responsabilidad profesional para este tipo de obras de construcción e instalación.
• d)Hacer una correcta disposición final de los residuos de los sistemas IRVE propiedad de un PDER así como de los VE propiedad de un PDER, en concordancia con la Ley para la Gestión Integral de Residuos N°8839 y el Decreto Ejecutivo N°37567-SMINAET- H Reglamento General a la Ley para la Gestión Integral de Residuos.
• e)Cumplir con los instrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.
• f)Los equipos que componen los sistemas IRVE propiedad de un PDER deberán de cumplir con las especificaciones técnicas, y operativas contempladas en los RTARESEP.
• g)Todo VE y todo IRVE propiedad de un PDER debe operar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana y del inmueble, así como del SEN, h) Es responsabilidad del dueño de un VE que utilice un IRVE público del sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque su VE a dicho IRVE, cuando se encuentre debidamente demostrado por parte del dueño u operador del IRVE público.
• i)Suministrar la información que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios de interés general.
• j)Suspender temporalmente la operación de un IRVE propiedad de un PDER cuando exista un incumplimiento a las condiciones que ponen en riesgo la vida y la seguridad de las personas.
• k)En el caso contar con la operación VE a red, deberá cumplir con todo lo establecido en el capítulo III del SAE de este reglamento.

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán los siguientes modos de respuesta de la demanda:

• a)Respuesta de la Demanda Explícita: (también denominados "basada en incentivos"), los abonados o PDER reciben beneficios económicos con su flexibilidad de consumo, ya sea por su cuenta o mediante un agregador, que puede ser un tercero, o el operador del sistema de distribución de la empresa eléctrica del abonado.
• b)Respuesta de la Demanda Implícita: (también llamada "basada en el precio"), los abonados reaccionan a las tarifas vigentes.

Para la aplicación del presente reglamento se utilizarán los siguientes modos de utilización:

• a)Coordinación para interacción con cargas de gran potencia: Mediante el uso de sistemas de redes inteligentes el operador del sistema de distribución de la empresa eléctrica puede interactuar con los grandes consumidores mediante conexión o desconexión de sus cargas de gran potencia, favoreciendo el costo final de la energía al usuario final, y generando un incentivo económico al abonado con la carga intervenida.
• b)Desconexión de cargas: Cuando los sistemas de generación y transmisión eléctricos no consiguen satisfacer la demanda, para preservar la estabilidad de la red, hay que reducir de alguna manera el consumo instantáneo, ya sea desconectando algunos dispositivos o disminuyendo el voltaje de suministro, con el fin de impedir disrupciones incontroladas del suministro como salidas del sistema extendidas o daños a los aparatos eléctricos. Las empresas eléctricas pueden realizar la desconexión de cargas, mediante el corte del servicio a zonas concretas (rotación de racionamientos) o mediante acuerdos técnicos y económicos con grandes consumidores para que apaguen equipos durante las condiciones de faltante de recursos de generación para atender la demanda (interrumpibilidad).
• c)La respuesta económica a la demanda: Consiste en favorecer a los abonados que disminuyan su consumo cuando les resulta más conveniente o cuando el rendimiento económico que obtienen de esa electricidad no compensa el precio que pagan por ella.
• d)Utilización de cargas móviles: Para preservar la continuidad del servicio, se puede tomar energía de las cargas móviles conectadas a la red, con el fin de evitar fallas en el SEN o en la infraestructura eléctrica del PDER.
• e)Tarifas horarias de uso: Medida que establece bandas de facturación según el horario; el precio de la energía y/o potencia consumida varía dependiendo de la hora del día en que se consume f) Algún otro modo que incentive el desarrollo económico del país y la electrificación de la industria, sin poner en riesgo la operación del SEN ni contradiga las regulaciones establecidas por la ARESEP o los lineamientos técnicos del OS y que no sean contrarios a la Ley 10086 y su reglamento.

• a)Medidores inteligentes: equipos capaces de registrar el consumo de los abonados y realizar su lectura de forma remota, en intervalos cuya resolución sea al menos la del MEN o la de los programas que se tratan de poner en marcha (totalizadas en periodos o directamente la curva de carga horaria), además se incluyen de manera preferente los sistemas que incorporen corta y desconexión remota, así como actuadores automáticos de desconexión ante manipulación indebida de los equipos, detección de hurtos de energía, u otros modos que promuevan la eficiencia en la operación de la red.
• b)Tecnologías de verificación de la variación de comportamiento del consumo de los abonados: Para los casos de respuesta de la demanda es necesario verificar el correcto cumplimiento por parte del abonado del contrato de cambio (subida/bajada) de potencia ante una señal enviada. Para ello se precisan modelos normalizados de estimación de la curva base, es decir del comportamiento del abonado en caso de no recibir señal, que se compara con la curva real registrada durante el periodo de activación de una señal.
• c)Equipos electrónicos inteligentes: Equipos que tienen una flexibilidad de operación y funcionamiento interactivo que puede ser controlado vía remota por el usuario, agregador, un tercero autorizado o bien la empresa eléctrica.
• d)Sistemas de comunicación: equipos, redes y sistemas que se requieren para establecer una comunicación bidireccional entre los DER y los sistemas ADMS de las empresas eléctricas.
• e)Alguna otra tecnología que incentive el desarrollo económico del país y la electrificación de la industria, sin poner en riesgo la operación del SEN ni contradiga las regulaciones establecidas por la ARESEP o los lineamientos técnicos del OS.

• a)Asegurar que la instalación eléctrica de su inmueble cumpla con el Reglamento de Oficialización del Código Eléctrico de Costa Rica para la Seguridad de la Vida y de la Propiedad, Decreto Ejecutivo N°36979-MEIC en su versión final b) Cumplir con los requisitos técnicos establecidos por el OS.
• c)Cumplir con los instrumentos regulatorios establecidos por ARESEP.
• d)Todo sistema debe operar y mantener las condiciones adecuadas para garantizar la seguridad humana y del inmueble, así como del SEN.
• e)Sufragar los costos generados por reparaciones o daños que provoque a la red de la empresa eléctrica donde se encuentre interconectado.
• f)Atender las recomendaciones que empresa eléctrica le realice en cumplimiento con este reglamento.
• g)Suministrar la información que requiera la ARESEP para la adecuada regulación de los servicios de interés general.
• h)Suspender temporalmente el uso de la tecnología aplicada para respuesta de la demanda cuando se detecte un alto riesgo o peligro inminente para la vida y la seguridad de las personas.

El contrato en el cual se establecen las condiciones generales y específicas definidas por la ARESEP y el OS, bajo las cuales interactuará un DER con el SEN en el punto de interconexión común.

El procedimiento para la firma y conexión será el siguiente:

• a)El Contrato de Interconexión deberá ser firmado por ambas partes y deberá de cumplir con los requisitos y plazos definidos por la ARESEP.
• b)Una vez firmado el contrato de interconexión empresa eléctrica contará con un plazo definido por la ARESEP para la interconexión a la red de distribución eléctrica, dependiendo del DER según corresponda.

La empresa eléctrica podrá rechazar, suspender, interrumpir o desconectar el DER, por las causas establecidas en el contrato de interconexión y las siguientes situaciones:

• a)Inconsistencias o errores en la información técnica que debe presentar a la eléctrica b) Inconsistencias entre la solicitud de disponibilidad de la red, y las memorias de cálculo o unifilares según el tipo de DER.
• c)Por fallas en la red de distribución provocadas por el DER y demostradas por la empresa eléctrica.
• d)Por incumplimiento del PDER a lo establecido en este reglamento, los RT-ARESEP y las cláusulas contenidas en el contrato de suministro eléctrico y/o el contrato de interconexión.
• e)Por incumplimiento del PDER con los requisitos técnicos establecidos por el OS y la empresa distribuidora.
• f)Por no permitir el acceso requerido para inspecciones de acuerdo a lo establecido en el artículo 14 de ley de Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos partir de fuentes renovables N°10086.
• g)A solicitud del PDER.
• h)Al corroborarse por parte de la empresa eléctrica la venta de energía eléctrica por parte de un PDER a terceros distintos a la empresa eléctrica donde se encuentre interconectado. En esta caso se aplicará lo que corresponda según la normativa.

Transitorio Único: A partir de la vigencia de este reglamento los PDER con contratos vigentes que firmen un nuevo contrato con las empresas distribuidoras tendrán un plazo de 3 meses para que cumplan con las nuevas condiciones establecidas en la Ley 10086 y el Reglamento.

Dado en la Presidencia de la República. - San José, el veinte de enero del dos mil veintitrés.