Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el sistema eléctrico nacional

Artículo 144

Liquidación de servicios auxiliares prestados por terceros. El OS/OM deberá de liquidar las reasignaciones de los servicios auxiliares en el caso que algún Agente no pueda brindarlos y estos sean suministrados por un tercero, considerando la aplicación del procedimiento para la asignación de los servicios auxiliares correspondiente. El producto de la cantidad por la tarifa emitida por la ARESEP, será el monto que reflejará la liquidación entre los Agentes como cargos y abonos en el DTEN.

Artículo 150

Elaboración de Procedimientos, Normas y Metodologías para la regulación del MEN. El OS/OM deberá elaborar los procedimientos, normas y metodologías para regular el Mercado Eléctrico Nacional que solicite la ARESEP y presentarlos para la aprobación por parte de este Ente Regulador. " (...) Con base en lo anterior, la Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE 0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer: “1. ALCANCE Esta metodología tarifaria establece la forma en que se van a tarifar los servicios auxiliares definidos en la resolución RE-0140-JD-2019 “Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)”. Según la AR-RT-SASEN son servicios auxiliares obligatorios de brindar por parte de los agentes del MEN: 1) Control de frecuencia e intercambios de energía 2) Control de tensión 3) Arranque en negro 4) Desconexión de cargas Mientras que es un servicio auxiliar de carácter voluntario la demanda interrumpible. La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes. Por lo que las tarifas que se definan con base en esta metodología no serán sujetas a la especulación de los agentes y usuarios del MEN, sino que se pagarán solamente si los servicios auxiliares son requeridos por el OS/OM para cumplir con los criterios de seguridad operativa y los CCSD, para prevenir el colapso del SEN o para recuperar el SEN en caso de una contingencia, con colapso parcial o total del sistema. Por las razones indicadas en la justificación, se excluyen del pago de tarifas de servicios auxiliares los siguientes: regulación primaria para control de frecuencia, control de tensión, arranque en negro y desconexión de cargas. Por lo tanto, la metodología tarifaria contempla la remuneración para los servicios auxiliares de: control de frecuencia e intercambios de energía asociado a la regulación secundaria y regulación terciaria; así como demanda interrumpible, tal y como se detallará. Adicionalmente, algunas de las tarifas se basan en la tarifa promedio del sistema de generación de las empresas distribuidoras, considerando que la tarifa del ICE-Generación ya contempla los costos de la compra de generación a las plantas de generación privada. Además de lo indicado, tampoco se considera por separado esas tarifas de generación privada, ya que en la actualidad varios de los modelos tarifarios establecen bandas de tarifas, no tarifas únicas, lo que imposibilita la determinación de un precio en específico. Asimismo, en el caso de las liquidaciones, se considera que todos los agentes generadores y distribuidores, que tengan desviaciones en la generación real respecto de los predespachos, de conformidad con lo que establezca el Reglamento y procedimientos que apruebe la ARESEP para Servicio Auxiliares, deberán pagar por los servicios auxiliares brindados por los agentes del SEN. (…)” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumó al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollando un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Tomando esto en consideración, se repite que la normativa en común a respetar al emitir cada instrumento regulatorio señalado, sin perjuicio de la complementariedad entre ellos, es la Ley N° 7593 y su reglamento, además de otra normativa aplicable (Ley N° 7200), las cuales son normas de carácter especial para la regulación de los servicios públicos en general (Ley N° 7593) y para la regulación de la generación privada como servicio público (Ley N° 7200), pero ninguna puntualiza el tratamiento de la prestación de servicios auxiliares inmerso en dicho entorno de prestación del servicio público. Nótese que la Ley N° 7593, está destinada a la definición de las competencias regulatorias de la Aresep sobre todos los servicios públicos regulados, en virtud de las cuales, este ente regulador actúa en la ejecución de sus diversas potestades, por ejemplo, al emitir instrumentos regulatorios. No se trata de una ley que puntualmente especifique aspectos propios de algún servicio público regulado, sino que dispone de forma general los principios regulatorios bajo los cuales se debe regular, siendo de discreción técnica pero sustentada, la definición en cada caso particular, de la forma en que se busque cumplir con dichos principios, a través de la normativa que se disponga y aplique. Es precisamente en atención a dichas competencias regulatorias y discrecionalidad técnica, que la Aresep emitió los cuerpos normativos vigentes en relación con los servicios auxiliares, entre ellos, el reglamento técnico y la metodología tarifaria, previendo las bases de las condiciones técnicas y obligaciones y derechos de los prestadores de estos servicios. Bajo dicha lógica, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. De esta forma la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN, deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado. Por lo anterior no es de recibo el argumento de que la Ley N° 7593 o incluso la Ley N° 7200, puedan contener una norma específica asociada a lo que alega el opositor “que autorice a (sic) convertir ese costo sistémico en un cargo económico directo, general e incondicionado contra el generador privado al margen de la tarifa aprobada y del precio negociado en el contrato vigente.” No es viable considerar que las mencionadas leyes por más que tengan un carácter especial puedan contener la totalidad de las disposiciones aplicables al servicio público de generación privada, o incluso, a algún servicio público regulado, pues se trata de cuerpos normativos de los cuales emanan disposiciones cuyas condiciones puntuales, deben ser determinadas por la Aresep mediante otros cuerpos normativos que emita en complemento. Finalmente, en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, se le indica a el opositor que, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Asimismo, estos rubros deberán ser identificados de manera aparte y separada en la información que entreguen los generadores privados, mientras se aprueban los ajustes en la contabilidad regulatoria. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. Todo ello en el tanto no se encuentre aprobados los ajustes necesarios en la contabilidad regulatoria. 1.3 Sobre la Metodología excede el marco habilitante de la Ley y el Reglamento Señala el opositor que la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021, contiene disposiciones que pretenden asignar el pago de los servicios auxiliares del sistema a agentes generadores y distribuidores. A su criterio, dicha disposición excede el marco aplicable, ya que está subordinado a la Ley N° 7593, Ley N° 7200 y el reglamento técnico AR-RT-SASEN, por lo que no puede crear sujetos obligados ni imponer una obligación patrimonial autónoma que no estén expresamente previstas o suficientemente habilitadas por la norma de rango superior. Asimismo, indica que no existe normativa que contenga la asignación económica como se plantea, en una obligación propia del generador. El reglamento técnico no dispone una obligación de pago general de los generadores y distribuidores por los servicios auxiliares remunerables, ni establece que dichos agentes sean deudores directos de esos costos solo por el hecho de incurrir en desviaciones. Respuesta: Se reitera que, tratándose de disposiciones propias del Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), dictado mediante la resolución RE 0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019 o de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD 2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, es necesario advertir que en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Asimismo, se reitera que el alcance de la Ley N° 7593 y Ley N° 7200, no es suficiente para realizar las especificaciones que alude el opositor, y sin las cuales trata de invalidar las competencias regulatorias en sentido amplio que le otorgan a la Aresep, para emitir en otros cuerpos normativos las condiciones técnicas, tarifarias, entre otras que se requieran. Igualmente, se reitera que, entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, existe una relación de coherencia y complementariedad, orientada a la la conformación de un marco normativo integral. En este sentido, no corresponde interpretar que el reglamento técnico deba agotar los aspectos regulatorios derivados de la materia que regula, especialmente considerando que su finalidad difiere de la metodología tarifaria, pudiendo esta segunda, establecer las disposiciones de naturaleza tarifaria que resulten necesarias y que, por su propia naturaleza, no forman parte del contenido del reglamento técnico. Sin perjuicio de que la propuesta de procedimiento pone en relieve las implicaciones económicas relativas a la prestación de los servicios auxiliares, el opositor debe considerar que se basa en una metodología tarifaria vigente, desarrollada con base en los principios regulatorios de la Ley N° 7593 (principio de servicio al costo, equilibrio financiero), que respeta lo dispuesto en su articulado, incluido el artículo 31. En consecuencia, la propuesta contenida en el procedimiento constituye una aplicación de los criterios y mecanismos establecidos en la metodología tarifaria vigente, la cual goza de plena validez y eficacia jurídica. Adicionalmente, se reitera que, respecto a dicha metodología, no existe actualmente posibilidad de cuestionamiento en sede administrativa. Dicho esto, llama la atención lo indicado por el opositor: “(…) la Metodología no estaría desarrollando el Reglamento, sino ampliándolo materialmente mediante la incorporación de un régimen de débitos no previsto en la regulación técnica.” Con dicho argumento se evidencia no solo, que está cuestionando la metodología tarifaria vigente y firme, y no la propuesta de procedimiento de liquidación sometida a consulta pública, sino también que, no existe un entendimiento de la relación complementaria entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, ya explicada, como parte de un marco normativo integral. Tal aspecto reprochable hacia el opositor se evidencia de nuevo en el siguiente argumento: “Además, la Metodología establece que, para generadores privados, la Intendencia de Energía debe verificar que las adendas contractuales sean eficaces y consignarlo dentro del expediente de refrendo del contrato y sus adendas, a partir de lo cual entrará en vigencia la metodología para esos agentes. Esta previsión es determinante: la propia Metodología no se concibe como autoejecutable frente a generadores privados con contratos vigentes, sino condicionada a la adecuación contractual y a la eficacia de las adendas respectivas. Así, incluso bajo la interpretación más favorable a la validez de la Metodología, su aplicación a generadores privados exige un acto contractual y regulatorio adicional; no basta con el procedimiento de liquidación para imponer directamente el cobro. Esta exigencia confirma que la asignación de débitos a generadores no deriva automáticamente del Reglamento AR-RT-SASEN, sino de una decisión metodológica que debe superar controles de legalidad, compatibilidad contractual, eficacia y refrendo.” Lo anterior constituye nuevamente, una muestra de la interpretación errónea realizada por el opositor, respecto del alcance del presente proceso. Se observa que sus argumentos trascienden este espacio de participación ciudadana, habilitado para referirse a la propuesta de procedimiento de liquidación, en el tanto, la demás normativa aplicable ya ha sido debidamente emitida. 1.4 Sobre el Reglamento regula servicios al sistema, no un servicio individual al generador Señala el opositor que “el Reglamento no establece una regla expresa que disponga que los generadores privados deban asumir, como cargo económico propio y no reconocido, los costos de regulación secundaria o terciaria.” Insiste en la supuesta extralimitación de la metodología tarifaria en relación con el reglamento técnico, partiendo de que, el reglamento establece el funcionamiento del sistema, pero la metodología tarifaria introduce una regla económica de pago que altera la incidencia patrimonial de los servicios auxiliares. Adiciona que el reglamento técnico, regula los servicios auxiliares como servicios del sistema eléctrico, no como servicios individualizados prestados en beneficio particular del generador. Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues el opositor mantiene una posición de argumentar contra la metodología tarifaria, que hoy pretende instrumentalizar la propuesta de procedimiento en cuando a la liquidación. Nuevamente retoma argumentos que buscan refutar específicamente disposiciones de la metodología tarifaria, sin considerar que dicho instrumento regulatorio no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. 1.5 Sobre la compatibilidad contractual y equilibrio financiero Señala el opositor que la propuesta de liquidación en cuestión no incorpora un mecanismo que permita trasladar el nuevo cargo al precio contractual, lo cual altera el equilibrio económico de los contratos vigentes con el ICE. Señala que tales contratos fueron negociados, celebrados y aprobados por la Aresep bajo una estructura de costos especifica que no contemplaba débitos por servicios auxiliares de regulación secundaria o terciaria. Recientemente se realizó una adenda contractual al contrato PHEA, conocida por la Aresep, sin que se incluyera en el precio los cargos regulatorios por concepto de servicios auxiliares. Dicho contrato señala que las tarifas son determinadas por la Aresep con base en la metodología tarifaria aplicable a los generadores privados, amparados al Capítulo I de la Ley N° 7200, previendo lo referente al posible cambio de metodología tarifaria. Asimismo, indica que la adenda no contiene un mecanismo de traslado automático al ICE de cualquier débito por servicios auxiliares que se le imponga al generador privado. El cargo que introduce la propuesta es nuevo y no fue previsto al momento de contratar con el ICE, por lo que se reduce el ingreso neto del generador sin alterar formalmente el precio contractual, lo cual atenta contra el artículo 31 de la Ley N° 7593. Esto fue previsto por la Aresep, en la metodología tarifaria, apartado 7, al disponerse la necesidad de realizar por parte del ICE una revisión de los contratos vigentes y generar las adendas respectivas. En atención a lo anterior solicita se incorpore “al procedimiento una salvaguarda expresa en los siguientes términos: los débitos, cargos o pagos derivados de la liquidación de servicios auxiliares de regulación secundaria o terciaria constituyen costos sistémicos de operación del SEN y no podrán trasladarse a generadores privados con contratos vigentes de compraventa de energía aprobados o refrendados por ARESEP como costos propios, directos y no reconocidos.” Complementa lo dicho alegando: “el hecho que puede ser reconocido en contabilidad regulatoria no solventa el problema ya que ese dato se utiliza en la determinación de la variable costos de operación para la banda tarifaria, pero cada contrato tiene un precio determinado que no varía en el tanto se encuentre en la banda, por lo que se convierte en un costo más que tiene que asumir el generador.” Respuesta: Tratándose de las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, como indica el opositor, la Aresep tomó la debida previsión al disponerse en la metodología tarifaria lo siguiente: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” La necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”. Lo anterior, debido a que se tenía clara la necesidad de que quedaran consignadas contractualmente todas las especificaciones básicas relativas a los servicios auxiliares y a las eventuales implicaciones sobre el negocio pactado entre el ICE y los generadores privados. El ICE, por su parte, tiene dicha responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria que fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida, y por lo tanto, generadas las adendas que considerara necesarias. Producto de lo anterior, a fin de realizar la verificación correspondiente, esta Intendencia mediante el oficio OF-0664-IE-2026, del 17 del de julio de 2026, le está dando seguimiento a la implementación de parte del ICE del apartado 7 de la metodología tarifaria, a fin de identificar el nivel de avance y cumplimiento de su responsabilidad. Sin perjuicio de lo anterior, es necesario recordarle al opositor que, a efectos de suscribir una adenda contractual, igual que un contrato, debe tener presente que ambos instrumentos son resultado de una negociación entre las partes interesadas, en este caso el ICE y el generador privado. El resultado de dicha negociación y con ello, el contenido de la adenda o contrato es producto del consenso entre las partes, a partir del cual, finalmente se ven reflejadas las voluntades como una sola plasmada en un mismo documento. Ciertamente, desde la perspectiva tarifaria, previamente, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine. Las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD-034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. El costo de explotación se define en las metodologías antes citadas como “el costo anual de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país.” e igualmente la inversión se define como “el costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país”. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE 0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan con los siguientes supuestos (artículo N°32 incisos b), d) y e) y artículo N°31 de la Ley N°7593): • Las erogaciones sean necesarias para la prestación del servicio público. • Los gastos de operación no sean desproporcionados en relación con los gastos de normales de actividades equivalentes. • Las inversiones no sean excesivas para la prestación del servicio público. • Los gastos e inversiones se encuentren debidamente justificados y con la información de respaldo que permita dar trazabilidad a la erogación. Es importante recordar, que el precio de compra por la energía (generada por el generador privado) acordado entre el ICE y el generador, debe estar dentro de los límites de las bandas tarifaras establecidas por la Intendencia. Estas bandas tarifarias son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que le permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. De cumplir con los aspectos técnicos y justificativos correspondientes, los costos, gastos e inversiones de los generadores privados que deriven de la implementación de los servicios auxiliares, serán considerados en la definición de la respectiva banda tarifaria, con eventuales efectos sobre los rangos de ésta, banda tarifaria que sería considerada por el generador privado y el ICE para establecer lo que contractualmente corresponda. No obstante lo anterior, definida dicha banda tarifaria en las condiciones antes señaladas y resultando aplicable a la relación contractual que sostengan los generadores privados y el ICE, conforme a la decisión regulatoria de la Aresep al definir este mecanismo de fijación tarifaria desde que dispuso la metodología tarifaria aplicable, corresponde a las partes interesadas adoptar, en caso de ser necesario el respectivo proceso de negociación, que les permita decidir los aspectos que resulten necesarios y pertinentes para pactar un negocio contractual acorde al ordenamiento jurídico y a las posibilidades y necesidades de las partes, pactando finalmente el precio contractual que les convenga, siempre que se encuentre dentro de la banda vigente. Lo anterior, resulta aplicable en todos los casos en los cuales los generadores privados y el ICE se vean involucrados en un proceso de suscripción de un contrato o adenda, debiendo incluir la mencionada negociación para llegar a un acuerdo. De esta forma, en el caso de la suscripción de una adenda como resultado de la aplicación del apartado 7 de la metodología tarifaria, no es posible proceder de manera distinta, debiendo el ICE y el generador privado acordar la incorporación de los aspectos que consideren necesarios relativos a la prestación de los servicios auxiliares y si así corresponde, valorar las implicaciones económicas de dicha incorporación en relación con el precio pactado. Por lo explicado no es viable irrumpir en ese espacio de negociación y acuerdo de voluntades entre las partes, dado que se trata de un espacio reservado al consenso entre ellas, ello, claramente, sin perjuicio de las limitaciones obvias que existen, las cuales incluyen el respeto del ordenamiento jurídico, incluyendo la Ley N° 7593, que como regulados las somete a ambas partes al cumplimiento sustentado y demostrado de los principios regulatorios (principio de servicio al costo y equilibrio financiero, entre otros) y con ello a la definición de una tarifa que refleje el respecto de la banda tarifaria vigente y de los principios regulatorios que los rigen. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. 1.6 Sobre la ausencia de estudio de impacto económico Nuevamente señala el opositor que la propuesta de procedimiento en trámite pretende crear obligaciones patrimoniales a cargo de los agentes del SEN, en este caso haciendo alusión a la supuesta inexistencia de un estudio de impacto económico que cuantifique el impacto de dichos cargos sobre los generadores privados, las distribuidoras o los contratos de compraventa. Según señala la propuesta de procedimiento, se revisada para verificar el cumplimiento de los requisitos mínimos formales establecidos en la metodología tarifaria, sin un análisis de impacto económico, lo cual contradice los objetivos y obligaciones de la Aresep según los artículos 4 y 6 de la Ley N° 7593. A lo anterior suma que “Aunque el procedimiento de liquidación no es, formalmente, una fijación tarifaria, produce efectos económicos equivalentes: reduce el ingreso neto del generador al imponerle un débito que no estaba previsto en su estructura de costos ni en el precio contractual. Un instrumento con ese efecto económico no puede aprobarse sin un análisis técnico previo que cuantifique su incidencia.” Por lo dicho solicita se elabore y publique previo a la aprobación del procedimiento, un estudio de impacto económico. Respuesta: Tal y como ha sido expuesto en respuestas anteriores, las implicaciones económicas a las que hace referencia el opositor derivan de la aplicación de la metodología tarifaria vigente y a su vez de la normativa preexistente. La propuesta de procedimiento de liquidación deriva de las disposiciones de la mencionada metodología tarifaria según la cual se dispuso en su alcance y apartado 4, diversos aspectos que son los que hoy se busca instrumentalizar mediante el procedimiento en trámite, por ello es inevitable reiterar que los cuestionamientos propios del contenido de la metodología dicha debían ser expuestos en el momento procesal oportuno. A lo anterior, debe adicionarse que tal y como lo reconoce el opositor, el instrumento en trámite es de naturaleza procedimental, no se trata de una metodología o fijación tarifaria de la cual puedan derivar de manera clara, implicaciones económicas que la afecten. El procedimiento en cuestión busca instrumentalizar la metodología ya aprobada y vigente. Finalmente, resulta medular reiterarle a el opositor que las implicaciones económicas a las que refiere, pueden ser atendidas por la Aresep desde el ejercicio de sus competencias regulatorias al fijar las bandas tarifarias aplicables en cada caso particular, pues en cada estudio tarifario tramitado por la Aresep conforme a la metodología tarifaria que se aplique, será considerada y analizada la información de costos, gastos en inversiones que aporten los generadores privados, con eventuales efectos sobre los rangos de cada banda tarifaria. Ahora bien, tratándose del traslado de dichas implicaciones tarifarias en el caso de los precios contractuales pactados entre el ICE y cada generador privado, la Aresep tiene un ámbito de acción limitado por el respeto al espacio de negociación que puedan realizar ambas partes, no obstante, tal y como se ha indicado, la Autoridad Reguladora advierte las obligaciones de ambos regulados de acatar la Ley N° 7593 y los principios regulatorios de acatamiento ineludible. 1.7 Sobre la violación a los principios de confianza legítima y seguridad jurídica Indica el opositor que bajo las reglas establecidas en los contratos suscritos con el ICE tomó decisiones de inversión, asumió riesgos y proyectó su retorno financiero, siendo que en ese momento no existía un régimen de cobro de servicios auxiliares de regulación secundaria y tercerearía a los generadores privados. Ahora se introduce un cargo económico no contemplado en el momento de la inversión y provoca un cambio en las condiciones regulatorias bajo las cuales se tomaron las decisiones de inversión. Al respecto, acusa la violación del principio de confianza legítima pues se presentaron cambios inesperados en el panorama regulatorio que provoca inestabilidad en cuanto a sus decisiones tomadas y afectan las expectativas que se tuvieron al realizar inversiones y firmar el contrato. Señala que la confianza de los generadores privados deriva de la Ley N° 7200, según la cual se establecen aspectos que les permiten identificar con certeza sus expectativas. De la misma forma argumenta la violación del principio de seguridad jurídica, nuevamente señalando que se desvanece la previsibilidad del marco regulatorio al insertarse nuevos cargos que reducen el ingreso neto del generador privado sin un mecanismo de compensación o ajuste. Reitera su petición de que la Aresep reconozca expresamente que la propuesta no puede aplicarse a generadores privados con contratos vigentes aprobados por la Autoridad Reguladora sin que previamente se haya garantizado un mecanismo que permita trasladar el nuevo costo al precio contractual o compensar al generador por la afectación a su ecuación económica. Respuesta: A efectos de analizar la posible afectación de los principios de confianza legítima y de seguridad jurídica en los términos argumentados por el opositor, valga partir de una información trascendental. Según le consta a la Aresep el contrato suscrito por el opositor con el ICE es del 12 de agosto de 2024 y fue refrendado mediante la resolución RE-524-RG-2024 del 20 de agosto de 2024. Mientras que la adenda N° 1 fue suscrita el 29 de mayo de 2026 y fue refrendada mediante la resolución RE-148-RG-2026 del 11 de junio de 2026. Al respecto, considerando las fechas indicadas, así como las fechas de entrada en vigor del reglamento técnico, pero sobre todo, de la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021, de la cual derivan las disposiciones operativizadas mediante la propuesta del procedimiento de liquidación en trámite, debe indicarse que, desde que el opositor firmó el contrato en el año 2024 y recientemente la respectiva adenda, en el presente año, era de su conocimiento que la metodología tarifaria disponía la necesaria determinación de un procedimiento de liquidación así como las condiciones a considerar al desarrollarlo. No es viable que el opositor alegue que, hasta ahora que conoce la existencia de la propuesta en trámite, se entera de que podrían presentarse implicaciones económicas derivadas de la implementación de los servicios auxiliares, pues como se ha venido explicando ampliamente, las condiciones para la regulación de tales servicios han sido desarrolladas por la Aresep mediante la emisión y formalización de toda la normativa preexistente que le da sustento a la presente propuesta de procedimiento (se remite nuevamente al alcance de la metodología tarifaria antes transcrito). Dicho esto, no ha existido alguna variación inesperada en el marco regulatorio, que haya sorprendido a los generadores privados en cuanto a las decisiones tomadas, pues la normativa que le resulta aplicable es ampliamente conocida desde que se ha venido construyendo integralmente a partir de los diversos cuerpos normativos, que están vigentes que nacen desde el 2019 cuando se dictó el reglamento técnico AR-RT-SASEN, e incluso antes, cuando la Aresep asume la obligación como ente regulador de Costa Rica en el MER. Ello sin perjuicio de que las posibles implicaciones económicas quedaron claras desde que se emitió la metodología tarifaria. Ahora que se tiene un acercamiento a la posible cuantificación de tales expectativas económicas y que se visualiza con más claridad sus implicaciones, se entiende por parte del opositor que nacen estos nuevos cargos sin previo aviso, pero deja de lado, que ello, quedó dispuesto desde que se emitió la metodología tarifaria y que ahora se concreta aún más con la propuesta en trámite. Por lo anterior no se considera que se haya violentado algunos de los dos principios señalados por el opositor. Sus decisiones de inversión y suscripciones contractuales fueron realizadas cuando el marco normativo base de los servicios auxiliares ya se encontraba vigente. 1.8 Sobre el riesgo de doble cobro o doble penalización El opositor sostiene que el procedimiento debe evitar que una misma desviación genere una doble afectación económica para el generador. Argumenta que, si los contratos de compraventa de energía ya contemplan consecuencias por desviaciones o indisponibilidades —como ajustes de pago, limitaciones al reconocimiento de energía o pérdida de derechos contractuales—, no corresponde imponer adicionalmente un débito por servicios auxiliares sin verificar que no exista una duplicidad de cargos. Asimismo, solicita que Aresep establezca una regla de coordinación entre el procedimiento de liquidación y los contratos vigentes, de manera que un mismo hecho no sea tratado simultáneamente como incumplimiento contractual y como consumo de servicios auxiliares, salvo que exista una justificación técnica y económica expresa. Finalmente, señala que la propia metodología reconoce que algunos servicios auxiliares ya son remunerados mediante las tarifas, aspecto que, a su criterio, la propuesta no considera, lo que incrementa el riesgo de doble cobro. Respuesta: Tal como se ha expuesto en respuestas anteriores respecto a las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, la Aresep tomó la debida previsión al disponerse en la metodología tarifaria lo siguiente: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” La necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”. Lo anterior, debido a que se tenía clara la necesidad de que quedaran consignadas contractualmente todas las especificaciones básicas relativas a los servicios auxiliares y a las eventuales implicaciones sobre el negocio pactado entre el ICE y los generadores privados. El ICE, por su parte, tiene dicha responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. Producto de lo anterior, a fin de realizar la verificación correspondiente, esta Intendencia mediante el oficio OF-0664-IE-2026, del 17 del de julio de 2026, le está dando seguimiento a la implementación de parte del ICE del apartado 7 de la metodología tarifaria, a fin de identificar el nivel de avance y cumplimiento de su responsabilidad. Ciertamente, desde la perspectiva tarifaria, previamente, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. 1.9 Sobre la irretroactividad del procedimiento de liquidación Considera el opositor que la propuesta en trámite no establece claramente a partir de qué momento comenzará a aplicarse el procedimiento de liquidación que se aprueba, ni si sus efectos económicos podrían extenderse a periodos anteriores a su aprobación. Argumenta que existe el riesgo de que el OS/OM pretenda aplicarlo retroactivamente a desviaciones ocurridas desde la fecha de publicación de la metodología tarifaria, desde la fecha de publicación del reglamento técnico AR-RT-SASEN o desde cualquier otro momento anterior a la entrada en vigencia del procedimiento de liquidación. Ello a contrapelo del artículo 34 de la Ley N° 7593, por lo que solicita que se establezca expresamente en el procedimiento que solo podrá aplicarse a las desviaciones ocurridas a partir de la entrada en vigencia de éste. Igualmente solicita un periodo transitorio para la implementación del procedimiento a partir de su vigencia, de seis meses, a fin de que se conozcan y comprendan las reglas de liquidación, se ajusten los procesos operativos, sistemas de predespacho y mecanismos de medición, se negocien con el ICE las adendas contractuales necesarias y se presenten ante la Aresep las observaciones y solicitudes de excepción que correspondan. Respuesta: Tal y como señala el opositor el artículo 34 de la Ley N° 7593 dispone lo siguiente: “ Artículo 34.- Irretroactividad Las tarifas y los precios que fije la Autoridad Reguladora regirán a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta o a partir del momento en que lo indique la resolución correspondiente y en, ningún caso, podrán tener efecto retroactivo.” Ciertamente dicho artículo, según su literalidad, refiere a la irretroactividad de las tarifas y precios fijados por la Aresep, no obstante, en una interpretación conforme al artículo 10 de la LGAP, es viable entender que dicho artículo 34 puede abarcar otro tipo de resoluciones (por ejemplo de emisión de instrumentos regulatorias) emanadas de la Aresep, en las cuales se dispondrá su vigencia a partir de la publicación que se realice o bien cuando en la fecha que se indique en la resolución pertinente. Lo dispuesto en el numeral anterior es consistente con el artículo 34 de la Constitución Política, en cuanto consagra el principio de irretroactividad en perjuicio de las personas, aplicable a los instrumentos regulatorios con efectos frente a terceros. En igual sentido, el artículo 142 de la Ley General de la Administración Pública dispone que el acto administrativo producirá efecto en contra del administrado únicamente para el futuro. Aunado a lo anterior, lo dicho en todo caso, remite al cumplimiento del artículo 140 de la LGAP, según el cual “El acto administrativo producirá su efecto después de comunicado al administrado, excepto si le concede únicamente derechos, en cuyo caso lo producirá desde que se adopte.” El resaltado no es del original. En el caso de los actos generales que emita la Aresep, dicha comunicación se realiza mediante la publicación conforme al artículo 240 inciso 1) de la LGAP, por lo que incluso considerando la literalidad del artículo 34 de la Ley N° 7593, es aplicable supletoriamente, la LGAP en lo que no disponga la primera. Dicho esto, derivada la normativa citada de cuerpos legales debidamente vigentes, debe entenderse con certeza, que cuando se emita el procedimiento de liquidación, éste implícitamente tendrá una vigencia para todos los administrados a futuro o bien, cuando se disponga si así correspondiera. No obstante lo anterior, dado que brinda mayor claridad, se puede explicitar en el procedimiento su aplicación a futuro, sin que ello cambie lo lógica de vigencia inmersa en la propuesta que ya fue conocida. Ahora bien, en cuanto a la solicitud de una disposición transitoria, debe indicársele al opositor que en la metodología tarifaria RE-195-JD-2021 y sus reformas, se establece lo siguiente: “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” El resaltado no pertenece al original. “3. MODELO DE CÁLCULO (…) Las tarifas se calcularán de forma bianual y se liquidarán de forma mensual.” El resaltado no pertenece al original. “4. LIQUIDACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES (…) Las tarifas de los servicios auxiliares relacionados con regulación secundaria, regulación terciaria y demanda interrumpible se liquidarán de forma mensual, considerando las siguientes ecuaciones.” El resaltado no pertenece al original. Como puede notarse dicho instrumento metodológico ya establece que la liquidación de los servicios auxiliares debe realizarse mensualmente, siendo al día de hoy, una disposición en firme y no sujeta a cuestionamiento en vía administrativa. La propuesta de procedimiento operativiza la liquidación, adoptando los términos establecidos en la metodología tarifaria, por ello, no es viable que este instrumento procedimental disponga algo distinto a lo que ya dispuso la Junta Directiva al dictar la metodología. Aunado a lo anterior, tal y como corresponde, si bien la liquidación procede mensualmente, la primera vez que ésta sea realizada deberá estar antecedida por la definición de las tarifas respectivas, lo que indica que, una vez vigente el procedimiento de liquidación, éste no podría aplicarse hasta que se realice el procedimiento de fijación tarifaria y haya transcurrido el mes de vigencia de dichas tarifas para liquidarlas. Ello, por ende, amerita un espacio temporal oportuno para que el opositor pueda atender previamente los aspectos que expone al solicitar el transitorio, dado que el procedimiento de fijación tarifaria ni siquiera ha dado inicio y apenas se está tramitando el procedimiento en cuestión. Finalmente, en cuanto a las adendas contractuales, se recuerda lo dispuesto en el apartado 7 de la metodología tarifaria aplicable: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” Conforme a dicha disposición establecida desde que la metodología tarifaria entró en vigencia en el 2021, correspondía (corresponde) la suscripción de las respectivas adendas de los contratos preexistentes con el ICE, con el fin de que les resulte aplicable la metodología tarifaria y sus implicaciones. Ahora bien, sin perjuicio de la responsabilidad asignada al ICE en dicho apartado 7, debe señalarse que, en el caso particular del opositor, el 29 de mayo de 2026 suscribió la adenda del contrato preexistente, de modo que, no están claras las razones por las cuales en dicha adenda no se dejaron las previsiones necesarias a asociadas a los servicios auxiliares y actualmente solicita mayor tiempo para la respectiva incorporación del tema en la relación contractual. Se le insta a requerirle al ICE el cumplimiento de lo establecido en cuanto a las adendas contractuales, ello sin perjuicio del seguimiento regulatorio de parte de la IE. 2.1 Vector de referencia aplicable a generadores bajo contratos con ICE Alega el opositor que la redacción del cálculo del vector de desviaciones, específicamente en cuanto al vector de referencia, es insuficiente para generadores como el de su representada ya que le contrato distingue entre el predespacho presentado por Planta y el Programa Oficial de Despacho (POD)publicado por DOCSE, según requerimientos del SEN, además se deben acatar instrucciones de ajuste de despacho y despacho limitado. Por lo manifiesta que le vector de referencia no puede ser el predespacho presentado por el generador si el mismo es modificado por el OS/OM y que la referencia correcta debe ser el POD. Adicionalmente indica que “debe prevalecer el POD para efectos de cálculo de desviaciones, incluyendo sus ajustes, instrucciones, restricciones, condiciones de despacho limitado y anotaciones en tiempo real debidamente documentadas” expresando que de no aclarase podría implicar que sea tratada como desviación cuando se cumplió con instrucciones del OS/OM. Solicita se incluya un anexo con el protocolo de medición síncrona, pues la falta de sincronización en mediciones puede generar diferencias que se imputen incorrectamente como desviaciones. Respuesta: Se aclara al opositor sobre el vector de referencia, que en sección 4.6.4 inciso a se indica respecto a este vector que “puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM”, eso implica que lo que se debe seguir como predespacho y lo que se valorará para el cálculo de desviaciones en lo que finalmente el OS/OM publique como predespacho. Sin embargo, se procede a realizar la aclaración en dicho inciso para que se lea así (se resalta el cambio): a. El vector de referencia contiene los datos indicados en el predespacho de generación que presentan los generadores que no aportan a la regulación secundaria y terciaria, y que sea finalmente publicado por OS/OM como predespacho, así como las proyecciones de demanda de las empresas distribuidoras. Este vector puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM. Ahora respecto a las desviaciones y ajustes en tiempo real por instrucciones del OS/OM, se indica al opositor que este aspecto ya se encuentra contemplado en el inciso n del numeral 4.1 Premisas al indicar que “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” 2.2 Margen de tolerancia, proporcionalidad y régimen diferenciado para plantas hidroeléctricas Manifiesta el opositor que la inexistencia de márgenes de tolerancia podría generar débitos por diferencia mínimas y técnicamente inevitables especialmente en plantas de generación renovables, aclara que no se solicita la desviación libre o injustificada, sino que se distinga “entre desviaciones atribuibles y materialmente relevantes, por un lado, y diferencias menores, autorizadas, inevitables o no atribuibles, por otro”. Así mismo solicita que desviaciones por variaciones de caudal o en plantas a filo de agua y de embalse limitado no sean consideradas y queden excluidas del cálculo de débitos, pues según el opositor la “diferencia entre el predespacho y la generación real no refleja un incumplimiento imputable al generador, sino la materialización de un riesgo natural inherente a la tecnología” (lo resaltado es parte del original) y solicita a la Aresep que incorpore un régimen diferenciado para plantas hidroeléctricas que incorpore “(i) que las desviaciones derivadas de la variabilidad del caudal del río no serán consideradas desviaciones atribuibles al generador para efectos de la liquidación de servicios auxiliares, siempre que la planta opere dentro de la banda de potencia solicitada por el DOCSE y cumpla con las instrucciones operativas del OS/OM; (ii) que el vector de referencia aplicable a estas plantas reconozca un margen de variabilidad hidrológica calculado sobre datos históricos de caudal, a fin de que solo las desviaciones que excedan ese margen puedan ser consideradas atribuibles; y (iii) que el OS/OM certifique, en el Documento de Liquidación, que la desviación de una planta a filo de agua no fue causada por variabilidad del recurso hídrico antes de asignarle un débito.” Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación, incluyendo las plantas hidroeléctricas a filo de agua o de embalse limitado, forma parte de las condiciones operativas que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares. En consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia o metodologías específicas para determinadas tecnologías, basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, como ya se ha mencionado en respuestas anteriores, las desviaciones originadas por situaciones expresamente autorizadas por el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM) ya se encuentran contempladas en el inciso m) de la sección 4.1.1 de la propuesta de procedimiento. En cuanto a la propuesta de incorporar un margen de variabilidad hidrológica calculado con datos históricos, así como la obligación de que el OS/OM certifique el origen hidrológico de cada desviación antes de asignar un débito, no se considera procedente. Lo anterior, debido a que la determinación de las desviaciones objeto de liquidación debe realizarse con base en las reglas operativas y en la información utilizada durante la operación en tiempo real, sin establecer metodologías particulares para una tecnología específica que modifiquen los criterios generales del procedimiento, en consecuencia, no se acoge la solicitud de establecer un régimen diferenciado para plantas hidroeléctricas. 2.3 Desviaciones autorizadas y exclusiones del cálculo de débitos Expresa el opositor que considera correcto que existan exclusiones, pero que las mismas “deben estar asociadas a un registro verificable, a una justificación técnica, a una comunicación oportuna al agente afectado y a un mecanismo de revisión ante el propio OS/OM y, en su caso, ante ARESEP.” Así mismo solicita que DOCSE registre y clasifique las desviaciones del Documento de Liquidación como atribuibles o no atribuibles al generador acompañado de la justificación técnica, recayendo la carga probatoria en el OS/OM, teniendo derecho el generador de objetar ante el OS/OM y ante la A en caso de disconformidad. Adicionalmente emite una lista de las desviaciones que considera no deben generar débitos, sustentadas, según indica el opositor, en las disposiciones contractuales que mantiene con el ICE. Respuesta: Se aclara al opositor en relación con las causas atribuibles y no atribuibles, que las mismas están contempladas en las desviaciones autorizadas por “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, según se estipula en el procedimiento sometido a consulta, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN contempla entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. No es posible ni técnicamente correcto o viable realizar un listado de todas las posibles causas no atribuibles al generador. En esta misma línea, de lo manifestado por el opositor en relación con el registro verificable, sin perjuicio de respuestas anteriores, se indica que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla lo solicitado al indicar que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; por su parte el inciso n del mismo numeral que manifiesta “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” Con respecto a la objeción u controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. 2.4 No deben generarse cargos a generadores sin desviaciones atribuibles Manifiesta el opositor que la sección 4.6.7 establece la asignación de un monto a pagar a todo generador que no aporte regulación secundaria o terciaria, pero indica la misma debe acotarse que solo se debe pagar cuanto la desviación sea atribuible. Y propone se establezca textualmente: “El débito por servicios auxiliares solo procederá cuando, previa verificación técnica, se determine que la desviación es atribuible única y exclusivamente a la decisión operativa del generador, y no a instrucciones del DESPACHO o restricciones de red.” Respuesta: Sin perjuicio de la respuesta anterior, se reitera que el inciso n del numeral 4.1.1 ya contempla que las desviaciones autorizadas; para efectos de lo planteado por el opositor corresponden a las no atribuibles, no son sujetas de liquidación. Siendo que lo solicitado ya se encuentra contemplado y resuelto en el procedimiento propuesto, se rechaza la propuesta de texto. 3.1 Revisión técnica y regulatoria sustantiva por parte de ARESEP Indica el opositor que la propuesta sometida a consulta pública tiene su origen en un documento remitido por el ICE/DOCSE Procedimiento de Liquidación de los Servicios Auxiliares de Regulación Secundaria y Terciaria bajo el Modelo Simplificado y que ese concepto de “simplificado” no aparece definido en el reglamento ni metodología tarifaria, por lo cual solicita aclarar si se está aprobando un procedimiento general o etapa simplificada, transitoria o parcial. Así mismo señala que la propuesta elimina la referencia a “modelo simplificado” y que “ARESEP debe incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta” Respuesta: En primer término, es importante señalarle al opositor que Aresep no se limita a “recibir, ordenar y someter a consulta la propuesta del OS/OM”, como lo intenta erróneamente exponer, por el contrario, Aresep en el ejercicio de sus potestades realiza una revisión técnica y regulatoria de toda propuesta, realiza los cambios y ajustes que considere necesarios y toma decisión si corresponde someter a aprobación la propuesta recibida y ajustada. Se denota por parte del opositor la errónea comprensión de los procesos regulatorios y de las potestades reglamentarias de este ente regulador, tal como se expone en la premisa que planteada de “incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta”, pues parte de una interpretación que no se desprende del procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora ni del marco jurídico aplicable. El Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), aprobado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, dispone que el Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) elabore y presente las propuestas de procedimientos técnicos para su aprobación por parte de la Aresep (Artículo 28). Asimismo, la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aprobada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, establece que para el procedimiento de liquidación el OS/OM propondrá a la Aresep el mismo bajo los términos del reglamento AR-RT-SASEN (Apartado 4). Ninguna de las dos disposiciones implica que se deba someter a consulta o aprobar dichas propuestas en los mismos términos en que fueron presentadas. De conformidad con las competencias conferidas por la Ley N° 7593, corresponde a la Autoridad Reguladora ejercer la potestad regulatoria sobre los servicios públicos bajo su competencia, incluyendo la emisión de la normativa técnica y regulatoria necesaria para garantizar su adecuada prestación (artículo 25). Dicha potestad comprende no solo la aprobación de reglamentos, metodologías tarifarias y procedimientos, sino también, la valoración integral de las propuestas sometidas a su conocimiento, su modificación, complementación o ajuste cuando ello resulte necesario para asegurar su conformidad con el ordenamiento jurídico, los principios regulatorios y el interés público. En ese sentido, las propuestas elaboradas por el OS/OM constituyen un insumo técnico para el proceso regulatorio, mas no un texto vinculante cuya aprobación deba realizarse de forma íntegra. La competencia normativa corresponde exclusivamente a la Aresep, quien debe ejercer un análisis técnico, jurídico, económico y regulatorio independiente, antes de emitir el acto administrativo definitivo. Precisamente, el ejercicio de esa potestad implica la posibilidad y la obligación de introducir las modificaciones que estime pertinentes para garantizar la legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y coherencia del procedimiento con el marco regulatorio vigente En consecuencia, el hecho de que el texto sometido a consulta pública difiera de la propuesta originalmente presentada por el ICE/DOCSE no constituye una irregularidad ni evidencia la existencia de un procedimiento distinto al previsto reglamentariamente; por el contrario, refleja el ejercicio de la función reguladora atribuida a la Aresep, la cual comprende la revisión crítica de las propuestas técnicas recibidas y su adecuación antes de someterlas al proceso de participación ciudadana y, posteriormente, a su eventual aprobación. Respecto a la observación relacionada con la referencia al denominado "modelo simplificado", debe indicarse que dicha expresión corresponde a la denominación utilizada por el proponente al remitir el documento a esta Autoridad Reguladora; sin embargo, esa denominación no constituye una categoría jurídica prevista en el Reglamento técnico AR-RT-SASEN, ni genera efectos normativos por sí misma. En el ejercicio de sus competencias regulatorias, la Aresep valoró el contenido técnico de la propuesta y elaboró el texto sometido a consulta pública con la estructura, alcance y contenido que estimó compatibles con el marco regulatorio aplicable, eliminando referencias que no resultaban necesarias para la regulación que finalmente se propone aprobar, la cual no es transitoria ni de aplicación parcial, esto sin detrimento de los ajustes que en el ejercicio de sus funciones regulatorias puedan realizarse a futuro como parte del ejercicio de mejora continua que practica la Aresep. Asimismo, no resulta jurídicamente exigible incorporar al expediente una matriz comparativa entre la propuesta presentada por el OS/OM y el texto sometido a consulta pública como condición para la validez del procedimiento regulatorio en desarrollo. El deber de motivación del acto administrativo consiste en exponer las razones técnicas, jurídicas y regulatorias que sustentan el texto finalmente sometido al procedimiento de participación ciudadana y, posteriormente, el acto final que llegue a adoptarse. La normativa aplicable no impone la obligación de documentar cada modificación introducida respecto de la propuesta inicial, ni de justificar individualmente la exclusión o incorporación de cada disposición sugerida por el proponente. Finalmente, debe señalarse que el procedimiento de consulta pública tiene precisamente como finalidad que los interesados formulen observaciones sobre el texto regulatorio elaborado por la Autoridad Reguladora, el cual constituye la propuesta oficial sometida a valoración pública. Las observaciones recibidas durante dicho proceso son posteriormente analizadas por Aresep como parte del expediente administrativo, en cumplimiento de los principios de transparencia, participación ciudadana, motivación y debido proceso que rigen la función regulatoria. Por las razones expuestas, no se considera procedente la solicitud planteada por el opositor, toda vez que el procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora se ajusta a las competencias conferidas por la Ley N° 7593 y al marco regulatorio vigente, dentro del cual, la Aresep ejerce de manera plena su potestad para revisar, modificar, complementar y aprobar las propuestas regulatorias sometidas a su conocimiento, sin que exista obligación legal de reproducir íntegramente el texto originalmente presentado por el OS/OM. 3.2 Mecanismo de revisión previa del Documento de Liquidación Manifiesta el opositor que la propuesta no desarrolla un mecanismo previo para que los generadores revisen y objeten los datos relacionados con el Documento de Liquidación indicando que debe existir una etapa de revisión técnica preliminar ya que “el generador podría quedar expuesto a obligaciones de pago sin haber podido corregir errores.” Propone, además, que la liquidación se entregue con 15 días hábiles de antelación al cobro, pueda ser objetado por el generador y dicho cobro sea suspendido hasta que se resuelva la objeción, así como establecer plazo de 10 días hábiles para que el OS/OM de respuesta a la objeción con consecuencia de silencio positivo. Indica que se deben contemplar consecuencias económicas de pagos que resulten improcedentes el monto pagado debe ser devuelto con intereses moratorios calculados a la tasa que fije la Aresep para obligaciones del servicio público y el OS/OM asumir costos administrativos que el generador incurrió para el reclamo. Respuesta: La propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. No se considera oportuno incorporar una etapa adicional de revisión previa del Documento de Liquidación, ni suspender automáticamente la exigibilidad de los pagos mientras se resuelven eventuales objeciones, ya que ello introduciría, innecesariamente, mayor tiempo al desarrollo del proceso de liquidación que afectaría su eficiencia y orden, retrasando la liquidación y el pago de los servicios auxiliares prestados, cuya remuneración debe realizarse en plazos compatibles con la operación continua del Sistema Eléctrico Nacional y la periodicidad mensual de la liquidación establecida en la metodología tarifaria. Asimismo, las controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente y que lleven a eventuales incumplimientos de pago, pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. Por las razones expuestas, no se considera necesario incorporar un mecanismo específico de revisión previa, plazos adicionales para objetar el Documento de Liquidación, reglas de suspensión automática del cobro, ni consecuencias como el silencio positivo o el reconocimiento automático de intereses y costos administrativos, por cuanto como ya se indicó, la propuesta de procedimiento contempla un plazo suficiente entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento del pago para dar a conocer la información relativa a cualquier cobro o pago, además de que el ordenamiento jurídico vigente dispone de los mecanismos administrativos idóneos para atender las controversias que eventualmente se susciten respecto de su contenido. 3.3 Controles que debe ejercer ARESEP sobre el OS/OM Indica el opositor que la propuesta establece de manera general las competencias de supervisión y fiscalización de Aresep, pero que como ICE/DOCSE controla los datos operativos que alimentan la fórmula para el cálculo del ingreso requerido y asignación de débitos, éstos no pueden depender únicamente de cálculos internos del OS/OM sin mecanismos de revisión, trazabilidad y fiscalización. Aresep debe asegurar que el costo base del servicio auxiliar derive de tarifas aprobadas por la Autoridad Reguladora y que las variables operativas utilizadas por el OS/OM estén documentadas, sean auditables y puedan ser objetadas por los agentes afectados. Respuesta: Sobre la propuesta de incorporar al presente procedimiento las obligaciones de supervisión, control y documentación señaladas para el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM), por cuanto estas ya se encuentran reguladas en el marco jurídico y regulatorio aplicable. En particular, las funciones, obligaciones y responsabilidades del OS/OM se encuentran establecidas en el Reglamento de Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en la Metodología para la determinación de las tarifas de los servicios auxiliares (RE-0195-JD-2021 y sus reformas), en el Reglamento de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-POASEN) y en las demás disposiciones regulatorias emitidas por la Aresep, las cuales regulan aspectos relacionados con la programación, operación, registro, trazabilidad, documentación y liquidación de los servicios auxiliares. Como se ha indicado en respuesta anteriores se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Tomando esto en consideración, se repite que la normativa en común a respetar al emitir cada instrumento regulatorio señalado, sin perjuicio de la complementariedad entre ellos, es la Ley N° 7593 y su reglamento. Nótese que la Ley N° 7593, está destinada a la definición de las competencias regulatorias de la Aresep sobre todos los servicios públicos regulados, en virtud de las cuales, este ente regulador actúa en la ejecución de sus diversas potestades, por ejemplo, al emitir instrumentos regulatorios. No se trata de una ley que puntualmente especifique aspectos propios de algún servicio público regulado, sino que dispone de forma general los principios regulatorios bajo los cuales se debe regular, siendo de discreción técnica pero sustentada, la definición en cada caso particular, de la forma en que se busque cumplir con dichos principios, a través de la normativa que se disponga y aplique. Asimismo, las potestades de regulación, supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora derivan directamente de la Ley N.° 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, la cual atribuye a la Aresep la competencia para regular la prestación de los servicios públicos y velar por el cumplimiento del ordenamiento jurídico aplicable por parte de los prestadores, confiriéndole además las facultades necesarias para requerir información, realizar inspecciones, verificar el cumplimiento de las obligaciones regulatorias y, de ser procedente, ejercer las potestades sancionatorias previstas en dicha ley. En consecuencia, no resulta necesario reproducir la propuesta de procedimiento obligaciones y competencias que ya se encuentran establecidas en normas de rango superior y en otros instrumentos regulatorios específicos. Debe señalarse, además, que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2 . OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, sin que ello implique la inexistencia de regulación sobre las funciones del OS/OM a través de las competencias de fiscalización de la Autoridad Reguladora, las cuales se encuentran previstas en el resto del ordenamiento jurídico y regulatorio, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarcan las obligaciones y responsabilidades del OS/OM Valga reiterar que en caso de presentarse algunas controversias que puedan surgir respecto al cumplimiento de las obligaciones del OS/OM, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. Considerando el análisis de las oposiciones anteriormente realizado en relación con las petitorias expuestas se tiene que al no llevar razón en alguno de los argumentos no existe mérito para acoger algunas de sus petitorias. 5. OPOSICIÓN: COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE SAN CARLOS R.L. COOPELESCA R.L Oposición: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos R.L. COOPELESCA R.L., cédula jurídica No. 3-004-45117, representada por el señor Omar Miranda Murillo, cédula de identidad No. 5-0165-0019, en su condición de Gerente General. Observaciones: Presenta escrito No. Coopelesca-GG-411-2026, vía correo electrónico. (visible a folio 786). Notificaciones: A los correos electrónicos: omiranda@coopelesca.co.cr y asistentesgerenciageneral@coopelesca.co.cr A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 1. Observaciones generales a. El DOCSE forma parte del ICE, lo cual limita el principio de transparencia en la liquidación de los servicios auxiliares del sistema Indica el opositor que comprende el rol del DOCSE como operador del sistema, pero que DOCSE participa en la liquidación de servicios auxiliares como proveedor y consumidor, y que debería ser asumida por un ente neutral, ya que el procedimiento no desarrolla los mecanismos que permitan reproducir, verificar y auditar los resultados. Respuesta: La regulación de los servicios auxiliares tiene un amplio antecedente, pues desde la Ley N° 9004, Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER), se estipularon las obligaciones de la Aresep y el ICE entre otros, dentro de dicho mercado, Asimismo, a partir del artículo 12 de la Ley N° 9004, que reformó el artículo 32 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, aprobado mediante la Ley N° 7848, se dispuso que es compromiso de los gobiernos realizar las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional. Dado lo anterior, la Aresep cumpliendo con su obligación como ente regulador de Costa Rica, procedió con el dictado de la resolución RJD-036-2013 del 22 de mayo del 2013, mediante la cual aprobó el "Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central", que define los servicios auxiliares para Costa Rica. De la misma forma, la Aresep dictó la resolución RJD-006-2014, del 19 de febrero de 2014, mediante la cual aprobó el “Reglamento de detalle de desarrollo de los procesos comerciales, operativos y de planificación de la armonización regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Regional" , mediante el cual dispuso en lo que interesa, que el OS/OM presentaría a la Aresep una propuesta de metodología de cálculo de los servicios auxiliares y procedimiento de asignación de los servicios auxiliares a los agentes del MEN (artículo 142). La Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030- JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo obligaciones al OS/OM en relación con los servicios auxiliares Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, donde se establecen nuevamente funciones y obligaciones al OS/OM Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer “La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes.” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumaron al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER y obligaciones del ICE/DOCSE como OS/OM de Costa Rica, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, el OS/OM cumple con sus funciones establecidas. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos b. El procedimiento no establece mecanismos para solicitud de revisiones o resolución de controversias Manifiesta el opositor que el “procedimiento no dispone de procedimientos por los cuales un agente prestador de servicios auxiliares o un agente consumidor de servicios auxiliares pueda presentar reclamos o solicitudes de revisión respecto a las liquidaciones” quedando sin derecho de rectificación de liquidaciones Solicita se incluyan mecanismo de revisión y resolución de reclamos o controversias. Respuesta: Se le indica al opositor que las controversias que puedan surgir respecto a la aplicación del procedimiento de liquidación pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes deben presentar sus objeciones en primera instancia ante el OS/OM como responsable de ejecutar el procedimiento de liquidación, de continuar alguna de las partes insatisfecha conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes ante la Aresep. c. Falta de definición de plazos en las actividades relacionadas al procedimiento Indica el opositor que no existe claridad en plazos señalando actividades como cálculo del vector de desviaciones o en los plazos en que dichos cálculos y cuando se publicaría el Documento de Liquidación. Se solicita a Aresep que el procedimiento indique de forma explícita los plazos en que las distintas actividades deben ser ejecutadas y comunicadas a los agentes involucrados. Respuesta: Debe indicársele al opositor que en la metodología tarifaria RE-195-JD-2021 y sus reformas, se establece lo siguiente: “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” El resaltado no pertenece al original. “3. MODELO DE CÁLCULO (…) Las tarifas se calcularán de forma bianual y se liquidarán de forma mensual.” El resaltado no pertenece al original. “4. LIQUIDACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES (…) Las tarifas de los servicios auxiliares relacionados con regulación secundaria, regulación terciaria y demanda interrumpible se liquidarán de forma mensual, considerando las siguientes ecuaciones.” El resaltado no pertenece al original. Como puede notarse dicho instrumento metodológico ya establece que la liquidación de los servicios auxiliares debe realizarse mensualmente, siendo que la propuesta de procedimiento operativiza la liquidación, adoptando los términos establecidos en la metodología tarifaria, por ello, el documento de liquidación tiene periodicidad mensual. Para mayor claridad se procede a realizar la aclaración en la propuesta de procedimiento en la sección 4.6.9 Adicionalmente la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, (se sobreentiende que se publica de manera mensual, según lo establece la metodología) tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. d. Falta de mecanismos de publicidad de la información Indica el opositor que “el documento no especifica mecanismos por medio de los cuales los agentes tendrán acceso a la información, adicional a la falta de definición de plazos de acceso a esta información que se indica en el punto anterior. Se solicita que la información pueda ser consultada por medio de la página web del DOCSE, incluyendo información preliminar de las desviaciones en tiempo real y los respectivos informes oficiales de posdespacho y cálculo de vectores de desviaciones.” Respuesta: Se indica el opositor que el reglamento técnico AR-RT-SASEN atribuye al OS/OM obligaciones de estandarización y almacenamiento de datos, mantenimiento de registros e información sobre la asignación y el desempeño de los servicios auxiliares; asimismo, su artículo 26 exige informar mensualmente resultados de la operación y el costo de los servicios auxiliares remunerados. Estas disposiciones deben interpretarse de manera conjunta con la propuesta de procedimiento, sin embargo, se acoge la solicitud y se establece que el documento de liquidación debe estar disponible en la página web del OS/OM Así mismo el inciso m del numeral 4.1.1 de la propuesta de procedimiento contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos” 2. Observaciones puntuales a. El mecanismo propuesto para liquidación de servicios auxiliares es contrario a la operación eficiente de un sistema de distribución y generación. Manifiesta el opositor que “el procedimiento propone un mecanismo de pago o liquidación económica basado en desviaciones sobre la demanda o generación proyectada que es enviada por medio de los predespachos, el factor que resulta lesivo a la operación de un sistema de distribución es que se propone que el vector de desviaciones se calcule para cada punto de medida donde se entregue o retire energía.” “Algunos de los puntos de inyección y retiro de energía con el ICE se tienen como puntos de operación permanente y otros puntos de conexión funcionan como respaldos ante contingencia o para maniobras de optimización de la red.” “Desde la perspectiva de los servicios auxiliares, la desviación de la demanda del circuito podría ser mínima o no existir, sin embargo, la posibilidad de operar el circuito desde distintos puntos de inyección o retiro consolidaría una desviación según la propuesta enviada a consulta pública, es decir, en este caso se estaría generando multas por desviaciones que realmente no existen o son mínimas” Se indica el opositor que el reglamento técnico AR-RT-SASEN atribuye al OS/OM obligaciones de estandarización y almacenamiento de datos, mantenimiento de registros e información sobre la asignación y el desempeño de los servicios auxiliares; asimismo, su artículo 26 exige informar mensualmente resultados de la operación y el costo de los servicios auxiliares remunerados. Estas disposiciones deben interpretarse de manera conjunta con la propuesta de procedimiento, sin embargo, se acoge la solicitud y se establece que el documento de liquidación debe estar disponible en la página web del OS/OM Así mismo el inciso m del numeral 4.1.1 de la propuesta de procedimiento contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos” 2. Observaciones puntuales a. El mecanismo propuesto para liquidación de servicios auxiliares es contrario a la operación eficiente de un sistema de distribución y generación. Manifiesta el opositor que “el procedimiento propone un mecanismo de pago o liquidación económica basado en desviaciones sobre la demanda o generación proyectada que es enviada por medio de los predespachos, el factor que resulta lesivo a la operación de un sistema de distribución es que se propone que el vector de desviaciones se calcule para cada punto de medida donde se entregue o retire energía.” “Algunos de los puntos de inyección y retiro de energía con el ICE se tienen como puntos de operación permanente y otros puntos de conexión funcionan como respaldos ante contingencia o para maniobras de optimización de la red.” “Desde la perspectiva de los servicios auxiliares, la desviación de la demanda del circuito podría ser mínima o no existir, sin embargo, la posibilidad de operar el circuito desde distintos puntos de inyección o retiro consolidaría una desviación según la propuesta enviada a consulta pública, es decir, en este caso se estaría generando multas por desviaciones que realmente no existen o son mínimas” Respuesta: Lleva razón la opositora en cuanto a que la asignación económica por cada punto de medida, considerado de forma aislada, podría generar resultados que no reflejen la operación integrada de una red de distribución. Las maniobras que únicamente redistribuyen los flujos entre puntos de una misma área de concesión, sin modificar el intercambio neto del distribuidor con el SEN, no deben producir por sí mismas una desviación económica adicional. Se considera entonces, que operativamente lleva la razón el petente, asimismo se considera que la propuesta de cambio es en beneficio de todas las partes y para un uso más eficiente de la infraestructura de generación del Sistema Eléctrico Nacional, asimismo los esquemas de agregación de recursos energéticos, según lo dispuesto en el reglamento N°43879-MINAE a la Ley N°10086, se recomienda acoger la posición del oponente y realizar las siguientes modificaciones en los numerales: 4.1.1 y 4.3.3 del Procedimiento de Liquidación de Servicios Auxiliares para que se lea: “4.1.1 […] e. El seguimiento del predespacho en tiempo real se realiza por agente generador, y las desviaciones se atienden siguiendo el orden establecido por el predespacho.” “4.3.3 El OS/OM define en el predespacho la lista de los agentes generadores o sistemas de almacenamiento asignados para brindar los servicios auxiliares, en etapas horarias y con la magnitud de la reserva de potencia activa asignada.” b. El procedimiento no dispone de los mecanismos por medio de los cuales un agente distribuidor pueda evitar pago de desviaciones originadas por generación distribuida Indica el opositor que no se dispone de mecanismo que permita a Coopelesca evitar pago de desviaciones sobre el predespacho ocasionadas por generadores distribuidos que no son operados por la empresa. Así mismo manifiesta que es posible exigir al operador un predespacho por lo que se asume un riesgo de desviaciones no atribuibles a Coopelesca “Al respecto, se solicita a ARESEP que incluya los procedimientos que permitan a COOPELESCA evitar el pago de desviaciones que se presentó sobre los predespachos y que sean atribuibles a generación no administrada por COOPELESCA que se interconecta a los circuitos de distribución.” Respuesta: Se aclara al opositor que la propuesta de procedimiento contempla las causas atribuibles y no atribuibles, que las mismas están contempladas en las desviaciones autorizadas por “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, según se estipula en el procedimiento sometido a consulta, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN contempla entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. Lo anterior, sin perjuicio de que la programación de la demanda y de la generación corresponde a cada agente dentro de su ámbito de responsabilidad, quien deberá gestionar los mecanismos de coordinación e información necesarios para minimizar sus desviaciones. Sin perjuicio de lo anterior, el agente podrá objetar y solicitar la rectificación de las desviaciones, aspecto que ha sido aclarado en la propuesta de procedimiento. c. El procedimiento no dispone de los mecanismos para evitar el pago de desviaciones ocasionadas por eventos externos Alega el opositor que eventos externos pueden generar desviaciones en la cuales Coopelesca no tiene responsabilidad como un disparo por baja frecuencia, por ende, no debe ser sujeto de pago por dicha desviación. Respuesta: Sin perjuicio de la respuesta anterior, la propuesta de procedimiento establece como desviaciones autorizadas aquellas que “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN contempla entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. En esta misma línea, se indica que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; por su parte el inciso n del mismo numeral que manifiesta “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” Por lo anterior, la situación planteada ya se encuentra atendida por el régimen de desviaciones autorizadas. d. Riesgo de sobreestimación de servicios auxiliares “La falta de tolerancia en las desviaciones consideramos que puede repercutir en una sobreestimación de los servicios auxiliares, ya que al ser desviaciones sobre la operación en tiempo real, la desviación de un agente (por ejemplo un exceso de consumo sobre el predespacho) puede contribuir a compensar una desviación de otro agente (por ejemplo una reducción sobre el predespacho), es decir que adicional a verificar las desviaciones de cada agente se debe verificar la desviación total del SEN, tanto para la demanda y la generación. Consideramos que este tema debe ser analizado en profundidad ya que la evaluación sin tolerancia de cada desviación de forma absoluta se podría interpretar como una desviación alta sobre los predespachos del SEN y aumentar el pago relacionado a servicios auxiliares” Respuesta: Se indica al opositor que la determinación de no aplicar margen de tolerancia no equivale a estimar la cantidad de servicios auxiliares requerida por el SEN; el vector de desviaciones se utiliza para asignar entre los agentes los ingresos requeridos calculados conforme a la metodología tarifaria. Las diferencias entre la programación y la operación real, incluidas las derivadas de errores de pronóstico y de la variabilidad ordinaria de la demanda o la generación, forman parte de las condiciones que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares. Establecer una banda general sin sustento incorporaría una porción de desviaciones al mecanismo sin asignación y produciría un tratamiento distinto entre agentes. Las situaciones no atribuibles al participante no se atienden mediante una tolerancia general, sino mediante el registro y exclusión de las desviaciones autorizadas, ya estipulada en la propuesta de procedimiento Adicionalmente, en cuanto a compensaciones, el inciso g del numeral 4.1 Premisas de la propuesta de procedimiento establece que “La prestación de servicios auxiliares, en tiempo real, puede ser intercambiada entre unidades de generación, de un mismo agente generador que se encuentra brindándolos, con el fin de no afectar la optimización de los recursos de generación establecida por medio del predespacho”. Por otra parte, el inciso i, será modificado para aclarar la consolidación por agente generador y por área de concesión de distribución de manera que se evita que una mera redistribución interna entre puntos sea tratada como varias desviaciones económicas independientes. En consecuencia, no se acoge la solicitud de incorporar un margen de tolerancia ni de sustituir las desviaciones individuales por la desviación global del SEN. e. Apartado 4.6.9 del Procedimiento de Liquidación de Servicios Auxiliares 1. El procedimiento modifica la asignación económica del riesgo sin el desarrollo regulatorio correspondiente “El Documento de Liquidación deja de ser un simple reporte técnico y se convierte en el instrumento que determina obligaciones económicas exigibles entre agentes. Ello implica que el OS/OM no solo administra información operativa, sino que determina pagos y cobros con impacto financiero directo. No obstante, el procedimiento no incorpora una etapa de liquidación preliminar, un mecanismo de revisión, plazos para objeciones, conciliación de diferencias ni resolución técnica previa a la exigibilidad de los montos. Esta omisión reduce la seguridad jurídica y debilita la confianza regulatoria, ya que las obligaciones económicas nacen antes de que los agentes puedan verificar la consistencia técnica de los cálculos.” Respuesta: Se le reitera al opositor que Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria. Dictada dicha metodología tarifaria, se sumaron al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Según lo anterior, la función del OS/OM de emitir el Documento de Liquidación deriva del AR RT-SASEN y de la metodología tarifaria; por tanto, el procedimiento no amplía sus competencias ni modifica por sí mismo la asignación económica del riesgo. La exigibilidad de los montos se encuentra sujeta al marco jurídico y regulatorio aplicable y no elimina el derecho de los agentes a solicitar rectificaciones o formular las gestiones administrativas que correspondan. Por las razones indicadas, no se acoge la observación del petente. 2. La propuesta genera incentivos económicos ineficientes “El procedimiento traslada a las distribuidoras riesgos derivados de eventos que no controlan, tales como restricciones del sistema, instrucciones del OS/OM, indisponibilidad de terceros, generación distribuida no despachable, maniobras para continuidad del servicio o contingencias del SEN. La teoría regulatoria establece que los riesgos deben ser asignados al agente con capacidad real para administrarlos. Cuando ello no ocurre, la regulación genera señales económicas ineficientes, desincentiva inversiones en automatización, redes inteligentes y reducción de pérdidas, e introduce decisiones defensivas que no necesariamente optimizan el desempeño del sistema en su conjunto.” Respuesta: Se debe reiterar al opositor la propuesta de procedimiento establece como desviaciones autorizadas aquellas que “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN contempla entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. En esta misma línea, se indica que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; por su parte el inciso n del mismo numeral que manifiesta “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” Por lo anterior, no es de recibo indicar que “traslada a las distribuidoras riesgos derivados de eventos que no controlan, tales como restricciones del sistema, instrucciones del OS/OM, indisponibilidad de terceros, generación distribuida no despachable, maniobras para continuidad del servicio o contingencias del SEN.” 3. Existe incertidumbre sobre recuperabilidad tarifaria de los costos “El procedimiento crea obligaciones de pago inmediatas, pero no establece expresamente que dichos costos serán reconocidos como costos regulatorios eficientes dentro de las metodologías tarifarias vigentes. Esta incertidumbre incrementa el riesgo financiero de las empresas distribuidoras reguladas y puede trasladar a los asociados de Coopelesca costos que derivan del cumplimiento de una obligación regulatoria impuesta por la propia Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.” Respuesta: En cuanto al reconocimiento de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, se le indica al opositor que, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia). El procedimiento de liquidación no constituye el instrumento para aprobar anticipadamente el reconocimiento tarifario de un gasto determinado. La valoración de los costos derivados de la implementación de los servicios auxiliares corresponde a los procedimientos tarifarios en los cuales se deberá constatar las proyecciones los gastos, ingresos e inversiones relacionadas a la implementación de estos. 4. El Documento de Liquidación carece de estándares mínimos de transparencia. “Para garantizar trazabilidad y auditoría, el Documento de Liquidación debe contener, como mínimo: mediciones utilizadas, bases de datos, metodología aplicada, ecuaciones, ingreso requerido, detalle de débitos y créditos, compensaciones efectuadas, posición neta, exclusiones aplicadas y respaldo documental suficiente para reproducir íntegramente los resultados. La transparencia del proceso es condición indispensable para preservar la confianza en el mercado y reducir controversias.” Respuesta: Se le reitera al opositor que el inciso m del numeral 4.1.1 de la propuesta de procedimiento contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”, incluye Así mismo la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. Asimismo, las controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente y que lleven a eventuales incumplimientos de pago, pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. Por las razones expuestas, no se considera necesario realizar indicaciones adicionales a las contempladas en la propuesta de procedimiento en cuestión, para el Documento de Liquidación. En consecuencia, no se acoge la solicitud del opositor 6. OPOSICIÓN: INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD Oposición: Instituto Costarricense de Electricidad, cédula jurídica No. 4-000-042139, representado por la señora Rebeca Sánchez Moraga, cédula de identidad No. 1-1156-0735. Observaciones: Presenta escrito No. 0636-064-2026, vía correo electrónico. (visible a folio 789). Notificaciones: Al correo electrónico: ggonzalezg@ice.go.cr y jsalashi@ice.go.cr A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 1. “2. ALCANCE” Indica el opositor “se requiere aclarar que el ámbito o alcance de aplicación del procedimiento en cuestión debe aplicar para los actores que se encuentre habilitados legal, técnica y contractualmente” Petitoria: Modificar el alcance de tal manera que se indique que el procedimiento aplica a los actores del sistema eléctrico que tengan habilitación para participar en la prestación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria. Respuesta: Se aclara al opositor en materia de servicios auxiliares, el Reglamento Técnico de Servicio Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN) aprobado mediante resolución RE 0140-JD-2019 y sus reformas, la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) aprobada mediante resolución RE-0195-JD 2021 y sus reformas, los Procedimientos Técnicos Relacionados con el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional aprobados mediante resolución RE 0003-RG-2024 y RE-0085-JD-2014, así como la propuesta de Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el Sistema Eléctrico Nacional actualmente en trámite, tienen todos su ámbito de aplicación hacia los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional, siendo que en el Reglamento técnico antes mencionado se define que los Agentes del MEN corresponden a las 8 empresas distribuidoras de energía eléctrica, al Consorcio Nacional de Empresa de Electrificación de Costa Rica R.L. (CONELÉCTRICAS), usuarios conectados en alta tensión y generadores privados “con contrato de compra de energía suscrito con el ICE por disposición de la Ley 7200 Capítulos I y II”. Por lo anterior se rechaza la petitoria. 2. “4.6.9 Documentos de liquidación y pago de servicios auxiliares” Manifiesta el opositor que la propuesta desarrolla el proceso de liquidación, entendido como la determinación de las posiciones acreedoras y deudoras resultantes de la prestación de los servicios auxiliares, sin que se establezcan con claridad los mecanismos mediante los cuales se ejecutarán los pagos derivados de dicha liquidación, aspectos operativos como gestión de pagos las responsabilidades de seguimiento y verificación, la gestión de discrepancias entre agentes o los mecanismos asociados al cumplimiento de las obligaciones económicas derivadas de la liquidación generando incertidumbre, lo cual “podría dar lugar a interpretaciones divergentes y afectar la adecuada implementación del procedimiento.” Petitoria: “Se solicita a la ARESEP aclarar y desarrollar de manera expresa los mecanismos aplicables al pago de los servicios auxiliares remunerados en un procedimiento aparte y específico para tal fin. Eliminando el punto 4.6.9 adelante y todo lo relacionado a los documentos de liquidación y pago de servicios auxiliares. En dicho procedimiento deberá precisarse la forma en que se ejecutarán las obligaciones económicas derivadas del documento de liquidación, el alcance de las responsabilidades de los agentes participantes, con el fin de brindar mayor certeza jurídica, regulatoria y operativa” Respuesta: Se indica al opositor que la propuesta de procedimiento establece, en la sección 4.6.9, en relación a la ejecución de pagos, en lo que interesa lo siguiente (lo resaltado no es parte del original): “El cobro y pago de los servicios auxiliares, de acuerdo con lo establecido en el Documento de Liquidación, es responsabilidad de cada agente. Cada prestador de servicios auxiliar deberá emitir documento o factura de cobro en el plazo de 10 días hábiles contados a partir de la publicación del Documento de Liquidación por parte del OS/OM. Cada agente que presente una posición neta deudora deberá cancelar al prestador del servicio auxiliar el monto correspondiente dentro del plazo 10 días hábiles contados a partir de la emisión del documento o factura de cobro por parte del agente prestador. El incumplimiento de las obligaciones de pago derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones aplicables de la Ley N° 7593 y el AR-RT-SASEN, sin perjuicio de las acciones que correspondan conforme al ordenamiento jurídico. Este proceso estará sujeto a la facturación acorde a la normativa tributaria vigente.” Considera este ente regulador que en dicho numeral se establece claramente los aspectos señalados por el opositor, y por ende no lleva razón. Adicionalmente, no se considera oportuno eliminar la sección 4.6.9 considerando que es medular para atender, precisamente, lo manifestado por el opositor relacionado con la gestión de pagos, así mismo el desarrollo de otro procedimiento independiente que contenga lo mencionado introduciría, innecesariamente, mayor tiempo al desarrollo del proceso de liquidación que afectaría su eficiencia y orden, retrasando la liquidación y el pago de los servicios auxiliares prestados. 3. “4.7 Casos no previstos en este procedimiento”: Manifiesta el opositor que “Los casos no previstos en este procedimiento deben ser resueltos por la Autoridad Reguladora, consultando a los agentes involucrados y con apoyo técnico del OS/OM. El OS/OM debe aplicar lo que está específicamente establecido en este procedimiento de liquidación y no tiene las competencias para resolver los casos no previstos.” Petitoria: Eliminar el punto 4.7. Respuesta Se le indica al opositor que las controversias que puedan surgir respecto a la aplicación del procedimiento de liquidación pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes deben presentar sus objeciones en primera instancia ante el OS/OM como responsable de ejecutar el procedimiento de liquidación, de continuar alguna de las partes insatisfecha conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes ante la Aresep. Lo anterior es concordante con el numeral 4.7 por lo que no se considera oportuno ni correcto la eliminación de esta sección, en atención a esto se rechaza la petitoria 7. OPOSICIÓN: VIENTOS DEL VOLCÁN S.A Oposición: Vientos del Volcán S.A., cédula jurídica No. 3-101-512404, representada por la señora María Fernanda Esquivel Rodríguez, cédula de identidad No. 1-1167-0010. Observaciones: Presenta escrito vía correo electrónico. (visible a folios 793 al 794). Notificaciones: Al correo electrónico: cmic-notificaciones@somoscmi.com A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 4. Sobre la improcedencia de trasladar al generador costos por servicios auxiliares a) Ley y el Reglamento AR-RT-SASEN no establecen cargos directos al generador privado Argumenta el opositor que no existe en la Ley N° 7593, alguna disposición que permita convertir el costo de la regulación secundaria y terciaria en un cargo económico directo, general e incondicionado contra el generador privado al margen de la tarifa aprobada y el precio contractual. Señala que el procedimiento de liquidación en trámite no puede crear, por sí solo, una obligación patrimonial nueva que no esté prevista ni habilitada por la ley o por el reglamento técnico aplicable. Indica que una metodología o procedimiento no pueden sustituir la ausencia de una regla legal o reglamentaria que defina al generador como obligado directo al pago de estos costos sistémicos. Asimismo, indica: “parte de la premisa de que muchos costos de servicios auxiliares ya se encuentran incorporados en las tarifas vigentes de generación, transmisión y distribución, por lo que el objetivo regulatorio debe ser transparentar, separar y evitar la doble contabilización de esos costos. En esa misma línea, la Metodología reconoce que, para la realidad costarricense, estos costos pueden ser trasladables a la demanda. Por tanto, la propia Metodología refuerza que el costo de los servicios auxiliares es sistémico y tarifario, no un costo propio no reconocido que pueda imponerse directamente al generador privado al margen de su contrato” El resaltado es del original. Finalmente, el opositor también indica que muchos de los costos que se generan por la prestación de servicios auxiliares se encuentran incorporadas en las tarifas vigentes de los sistemas de generación, transmisión y distribución, por lo que el objetivo regulatorio es separar y transparentar estos costos y así evitar la doble contabilización. Respuesta: La regulación de los servicios auxiliares tiene un amplio antecedente, pues desde la Ley N° 9004, Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER), se estipularon las obligaciones de la Aresep entre otros, dentro de dicho mercado, a partir las cuales participa como regulador del sector eléctrico nacional. Asimismo, a partir del artículo 12 de la Ley N° 9004, que reformó el artículo 32 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, aprobado mediante la Ley N° 7848, se dispuso que es compromiso de los gobiernos realizar las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional. Dicha armonización toma en consideración la normativa regional y nacional, como parte de la normativa regional está el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), resolución CRIE 09-2005, del 15 de diciembre de 2005, Libro 1, según el cual, se define lo que es un servicio auxiliar regional, los requisitos para la prestación de dicho servicio, la supervisión respectiva, requerimientos y la coordinación que debe existir entre otros. Dado lo anterior, la Aresep cumpliendo con su obligación como ente regulador de Costa Rica, procedió con el dictado de la resolución RJD-036-2013 del 22 de mayo del 2013, mediante la cual aprobó el "Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central", que define los servicios auxiliares para Costa Rica. De la misma forma, la Aresep dictó la resolución RJD-006-2014, del 19 de febrero de 2014, mediante la cual aprobó el “Reglamento de detalle de desarrollo de los procesos comerciales, operativos y de planificación de la armonización regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Regional" , mediante el cual dispuso en lo que interesa, que el OS/OM presentaría a la Aresep una propuesta de metodología de cálculo de los servicios auxiliares y procedimiento de asignación de los servicios auxiliares a los agentes del MEN (artículo 142). Y con respecto a la liquidación de los servicios auxiliares dispuso: “

Artículo 144

Liquidación de servicios auxiliares prestados por terceros. El OS/OM deberá de liquidar las reasignaciones de los servicios auxiliares en el caso que algún Agente no pueda brindarlos y estos sean suministrados por un tercero, considerando la aplicación del procedimiento para la asignación de los servicios auxiliares correspondiente. El producto de la cantidad por la tarifa emitida por la ARESEP será el monto que reflejará la liquidación entre los Agentes como cargos y abonos en el DTEN.

Artículo 150

Elaboración de Procedimientos, Normas y Metodologías para la regulación del MEN. El OS/OM deberá elaborar los procedimientos, normas y metodologías para regular el Mercado Eléctrico Nacional que solicite la ARESEP y presentarlos para la aprobación por parte de este Ente Regulador. " (...) Con base en lo anterior, la Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer: “ 1. ALCANCE Esta metodología tarifaria establece la forma en que se van a tarifar los servicios auxiliares definidos en la resolución RE-0140-JD-2019 “Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)”. Según la AR-RT-SASEN son servicios auxiliares obligatorios de brindar por parte de los agentes del MEN: 1) Control de frecuencia e intercambios de energía 2) Control de tensión 3) Arranque en negro 4) Desconexión de cargas Mientras que es un servicio auxiliar de carácter voluntario la demanda interrumpible. La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes. Por lo que las tarifas que se definan con base en esta metodología no serán sujetas a la especulación de los agentes y usuarios del MEN, sino que se pagarán solamente si los servicios auxiliares son requeridos por el OS/OM para cumplir con los criterios de seguridad operativa y los CCSD, para prevenir el colapso del SEN o para recuperar el SEN en caso de una contingencia, con colapso parcial o total del sistema. Por las razones indicadas en la justificación, se excluyen del pago de tarifas de servicios auxiliares los siguientes: regulación primaria para control de frecuencia, control de tensión, arranque en negro y desconexión de cargas. Por lo tanto, la metodología tarifaria contempla la remuneración para los servicios auxiliares de: control de frecuencia e intercambios de energía asociado a la regulación secundaria y regulación terciaria; así como demanda interrumpible, tal y como se detallará. Adicionalmente, algunas de las tarifas se basan en la tarifa promedio del sistema de generación de las empresas distribuidoras, considerando que la tarifa del ICE-Generación ya contempla los costos de la compra de generación a las plantas de generación privada. Además de lo indicado, tampoco se considera por separado esas tarifas de generación privada, ya que en la actualidad varios de los modelos tarifarios establecen bandas de tarifas, no tarifas únicas, lo que imposibilita la determinación de un precio en específico. Asimismo, en el caso de las liquidaciones, se considera que todos los agentes generadores y distribuidores, que tengan desviaciones en la generación real respecto de los predespachos, de conformidad con lo que establezca el Reglamento y procedimientos que apruebe la ARESEP para Servicio Auxiliares, deberán pagar por los servicios auxiliares brindados por los agentes del SEN. (…)” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumó al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Tomando esto en consideración, se repite que la normativa en común a respetar al emitir cada instrumento regulatorio señalado, sin perjuicio de la complementariedad entre ellos, es la Ley N° 7593 y su reglamento, además de otra normativa aplicable (Ley N° 7200), las cuales son normas de carácter especial para la regulación de los servicios públicos en general (Ley N° 7593) y para la regulación de la generación privada como servicio público (Ley N° 7200), pero ninguna puntualiza el tratamiento de la prestación de servicios auxiliares inmerso en dicho entorno de prestación del servicio público. Nótese que la Ley N° 7593, está destinada a la definición de las competencias regulatorias de la Aresep sobre todos los servicios públicos regulados, en virtud de las cuales, este ente regulador actúa en la ejecución de sus diversas potestades, por ejemplo, al emitir instrumentos regulatorios. No se trata de una ley que puntualmente especifique aspectos propios de algún servicio público regulado, sino que dispone de forma general los principios regulatorios bajo los cuales se debe regular, siendo de discreción técnica pero sustentada, la definición en cada caso particular, de la forma en que se busque cumplir con dichos principios, a través de la normativa que se disponga y aplique. Es precisamente en atención a dichas competencias regulatorias y discrecionalidad técnica, que la Aresep emitió los cuerpos normativos vigentes en relación con los servicios auxiliares, entre ellos, el reglamento técnico y la metodología tarifaria, previendo las bases de las condiciones técnicas y obligaciones y derechos de los prestadores de estos servicios. Bajo dicha lógica, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. De esta forma la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado. Por lo anterior no es de recibo el argumento de que la Ley N° 7593 o incluso la Ley N° 7200, puedan contener una norma específica asociada a lo que alega el opositor “que autorice a (sic) convertir ese costo sistémico en un cargo económico directo, general e incondicionado contra el generador privado al margen de la tarifa aprobada y del precio negociado en el contrato vigente.” No es viable considerar que las mencionadas leyes por más que tengan un carácter especial puedan contener la totalidad de las disposiciones aplicables al servicio público de generación privada, o incluso, a algún servicio público regulado, pues se trata de cuerpos normativos de los cuales emanan disposiciones cuyas condiciones puntuales, deben ser determinadas por la Aresep mediante otros cuerpos normativos que emita en complemento. Finalmente, en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, se la indica a el opositor que, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. b) La Metodología sí pretende asignar débitos a generadores, pero no puede hacerlo sin base suficiente en la Ley, el Reglamento y el contrato Señala el opositor que la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021, contiene disposiciones que pretenden asignar el pago de los servicios auxiliares del sistema a agente generadores y distribuidores y que ello se extralimita respecto del marco a ejecutar, ya que está subordinado a la Ley N° 7593, Ley N° 7200 y el reglamento técnico AR-RT-SASEN, no pudiendo crear un sujeto obligado ni una obligación patrimonial autónoma si esa obligación no está prevista o suficientemente habilitada en la norma superior. Señala que no existe normativa que contenga la asignación económica como se plantea, en una obligación propia del generador. El reglamento técnico no dispone una obligación de pago general de los generadores y distribuidores por los servicios auxiliares remunerables ni define que tales agentes sean deudores directos de esos costos solo por el hecho de incurrir en desviaciones. Respuesta: Sin perjuicio de la respuesta anterior, se reitera que, tratándose de disposiciones propias del Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), dictado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019 o de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, es necesario advertir que en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Asimismo, se reitera que el alcance de la Ley N° 7593 y Ley N° 7200, no es suficiente para realizar las especificaciones que alude el opositor, y sin las cuales trata de invalidar las competencias regulatorias en sentido amplio que le otorgan a la Aresep, para emitir en otros cuerpos normativos las condiciones técnicas, tarifarias, entre otras que se requieran. Igualmente, se reitera que, entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, existe un efecto de coherencia y complementariedad, mediante el cual se busca la construcción de un marco normativo integral, no se trata de que el reglamento técnico agote desde su finalidad, la diferente finalidad que tiene la metodología tarifaria, pudiendo esta segunda, conforme a su objetivo establecer las disposiciones de naturaleza tarifaria (que no tiene el reglamento técnico) que correspondan. Sin perjuicio de que la propuesta de procedimiento pone en relieve las implicaciones económicas relativas a la prestación de los servicios auxiliares, el opositor debe considerar que se basa en una metodología tarifaria vigente, desarrollada con base en los principios regulatorios de la Ley N° 7593 (principio de servicio al costo, equilibrio financiero), que respeta lo dispuesto en su articulado, incluido el artículo 31, metodología tarifaria sobre la que ya no existe en vía administrativa posibilidad de cuestionamiento. Dicho esto, llama la atención lo indicado por el opositor: “(…) la Metodología no estaría desarrollando el Reglamento, sino ampliándolo materialmente mediante la incorporación de un régimen de débitos no previsto en la regulación técnica.” Con dicho argumento se evidencia no solo, que está cuestionando la metodología tarifaria vigente y firme, y no la propuesta de procedimiento de liquidación sometida a consulta pública, sino también que, no existe un entendimiento de la relación complementaria entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, ya explicada, como parte de un marco normativo integral. Tal aspecto reprochable hacia el opositor se evidencia de nuevo en el siguiente argumento: “Además, la Metodología establece que, para generadores privados, la Intendencia de Energía debe verificar que las adendas contractuales sean eficaces y consignarlo dentro del expediente de refrendo del contrato y sus adendas, a partir de lo cual entrará en vigencia la metodología para esos agentes. Esta previsión es determinante: la propia Metodología no se concibe como autoejecutable frente a generadores privados con contratos vigentes, sino condicionada a la adecuación contractual y a la eficacia de las adendas respectivas. Así, incluso bajo la interpretación más favorable a la validez de la Metodología, su aplicación a generadores privados exige un acto contractual y regulatorio adicional; no basta con el procedimiento de liquidación para imponer directamente el cobro. Esta exigencia confirma que la asignación de débitos a generadores no deriva automáticamente del Reglamento AR-RT-SASEN, sino de una decisión metodológica que debe superar controles de legalidad, compatibilidad contractual, eficacia y refrendo.” El anterior es nuevamente una muestra del mal entendimiento por parte del opositor, que no asume el espacio de participación ciudadana provisto solo para referirse a la propuesta de procedimiento de liquidación, en el tanto, la demás normativa aplicable ya ha sido debidamente emitida. c) Reglamento regula servicios auxiliares al sistema, no un servicio individual prestado al generador Señala el opositor que “el Reglamento no establece una regla expresa que disponga que los generadores privados deban asumir, como cargo económico propio y no reconocido, los costos de regulación secundaria o terciaria.” Insiste en la supuesta extralimitación de la metodología tarifaria en relación con el reglamento técnico, partiendo de que, el reglamento establece el funcionamiento del sistema, pero la metodología tarifaria introduce una regla económica de pago que altera la incidencia patrimonial de los servicios auxiliares. Adiciona que el reglamento técnico, regula los servicios auxiliares como servicios del sistema eléctrico, no como servicios individualizados prestados en beneficio particular del generador. Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues el opositor mantiene una posición de argumentar contra la metodología tarifaria, que hoy pretende instrumentalizar la propuesta de procedimiento en cuando a la liquidación. Nuevamente retoma argumentos que buscan refutar específicamente disposiciones de la metodología tarifaria, sin considerar que dicho instrumento regulatorio no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. d) Subsidiariamente, si Aresep insiste en aplicar el cargo, debe asegurar su traslado al precio o tarifa contractual Indica el opositor que el contrato establece que la compra de energía se rige por las tarifas que apruebe la Aresep y que en caso de aprobarse una nueva metodología dicha metodología regirá desde el momento que disponga la resolución respectiva, así mismo que cualquier modificación requerida serán de común acuerdo. Sin embargo, si la Aresep procede generar una obligación económica o débito “la vía correcta es reconocerlo en las tarifas del servicio eléctrico y articularlo con el contrato mediante adenda contractual refrendada”. Además, señala que corresponde a la Aresep velar por el equilibrio financiero de los contratos y que de aprobar la propuesta se tendrá una incidencia en la estructura de costos del generador que no se refleja en el precio contractual. Respuesta: Tratándose de las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, como indica el opositor, la Aresep tomó la debida previsión al disponerse en la metodología tarifaria lo siguiente: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” La necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”. Lo anterior, debido a que se tenía clara la necesidad de que quedaran consignadas contractualmente todas las especificaciones básicas relativas a los servicios auxiliares y a las eventuales implicaciones sobre el negocio pactado entre el ICE y los generadores privados. El ICE, por su parte, tiene dicha responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. Producto de lo anterior, a fin de realizar la verificación correspondiente, esta Intendencia mediante el oficio OF-0664-IE-2026, del 17 del de julio de 2026, le está dando seguimiento a la implementación de parte del ICE del apartado 7 de la metodología tarifaria, a fin de identificar el nivel de avance y cumplimiento de su responsabilidad. Sin perjuicio de lo anterior, es necesario recordarle a el opositor que, a efectos de suscribir una adenda contractual, igual que un contrato, debe tener presente que ambos instrumentos son resultado de una negociación entre las partes interesadas, en este caso el ICE y el generador privado. El resultado de dicha negociación y con ello, el contenido de la adenda o contrato es producto del consenso entre las partes, a partir del cual, finalmente se ven reflejadas las voluntades como una sola plasmada en un mismo documento. Ciertamente, desde la perspectiva tarifaria, previamente, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine. Las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD-034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. El costo de explotación se define en las metodologías antes citadas como “el costo anual de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país.” e igualmente la inversión se define como “el costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país”. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE-0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan con los siguientes supuestos (artículo N°32 incisos b), d) y e) y artículo N°31 de la Ley N°7593): • Las erogaciones sean necesarias para la prestación del servicio público. • Los gastos de operación no sean desproporcionados en relación con los gastos de normales de actividades equivalentes. • Las inversiones no sean excesivas para la prestación del servicio público. • Los gastos e inversiones se encuentren debidamente justificados y con la información de respaldo que permita dar trazabilidad a la erogación. Es importante recordar, que el precio de compra por la energía (generada por el generador privado) acordado entre el ICE y el generador, debe estar dentro de los límites de las bandas tarifaras establecidas por la Intendencia. Estas bandas tarifarias son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. De cumplir con los aspectos técnicos y justificativos correspondientes, los costos, gastos e inversiones de los generadores privados que deriven de la implementación de los servicios auxiliares, serán considerados en la definición de la respectiva banda tarifaria, con eventuales efectos sobre los rangos de ésta, banda tarifaria que sería considerada por el generador privado y el ICE para establecer lo que contractualmente corresponda. No obstante lo anterior, definida dicha banda tarifaria en las condiciones antes señaladas y resultando aplicable a la relación contractual que sostengan los generadores privados y el ICE, conforme a la decisión regulatoria de la Aresep al definir este control de fijación tarifaria desde que dispuso la metodología tarifaria aplicable, corresponde a las partes interesadas adoptar, en caso de ser necesario el respectivo proceso de negociación, que les permita decidir los aspectos que resulten necesarios y pertinentes para pactar un negocio contractual acorde al ordenamiento jurídico y a las posibilidades y necesidades de las partes, pactando finalmente el precio contractual que les convenga, siempre que se encuentre dentro de la banda vigente. Lo anterior, resulta aplicable en todos los casos en los cuales los generadores privados y el ICE se vean involucrados en un proceso de suscripción de un contrato o adenda, debiendo incluir la mencionada negociación para llegar a un acuerdo. De esta forma, en el caso de la suscripción de una adenda como resultado de la aplicación del apartado 7 de la metodología tarifaria, no es posible proceder de manera distinta, debiendo el ICE y el generador privado acordar la incorporación de los aspectos que consideren necesarios relativos a la prestación de los servicios auxiliares y si así corresponde, valorar las implicaciones económicas de dicha incorporación en relación con el precio pactado. Por lo explicado no es viable irrumpir en ese espacio de negociación y acuerdo de voluntades entre las partes, dado que se trata de un espacio reservado al consenso entre ellas, ello, claramente, sin perjuicio de las limitaciones obvias que existen, las cuales incluyen el respeto del ordenamiento jurídico, incluyendo la Ley N° 7593, que como regulados las somete a ambas partes al cumplimiento sustentado y demostrado de los principios regulatorios (principio de servicio al costo y equilibrio financiero, entre otros) y con ello a la definición de una tarifa que refleje el respecto de la banda tarifaria vigente y de los principios regulatorios que los rigen. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. e) La omisión de reconocimiento tarifario produciría nulidad absoluta y desincentivaría la generación renovable privada Indica el opositor que la propuesta reconoce supuestos en los cuales desviaciones no deben considerarse para efectos de liquidación, confirmando que el débito no puede aplicarse mecánicamente y que cuando la desviación sea consecuencia de una instrucción del operador no existe fundamento para trasladar el costo al generador y solicita se precise que el procedimiento no podrá reducir precio contractual ni imponer cargos no reconocidos en la tarifa Continúa luego con un tema de nulidad, sin sustento, solicitando además se incorpore una salvaguarda expresa: “los débitos, cargos o pagos derivados de la liquidación de servicios auxiliares de regulación secundaria o terciaria constituyen costos sistémicos de operación del SEN y no podrán trasladarse a generadores privados con contratos vigentes de compraventa de energía aprobados o refrendados por ARESEP como costos propios, directos y no reconocidos. Cuando tales costos no hayan sido considerados en la estructura tarifaria vigente, deberán ser reconocidos en las tarifas del servicio eléctrico aplicable a los usuarios os subsidiariamente, en la tarifa o precio contractual aplicable al generador (…)” Respuesta: En relación con las desviaciones como consecuencia de una instrucción del operador, tal como lo manifiesta el mismo opositor “la propuesta reconoce supuestos en los cuales desviaciones no deben considerarse para efectos de liquidación” y se indica al opositor que este aspecto ya se encuentra contemplado en el inciso n del numeral 4.1 Premisas al indicar que “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” En relación con los débitos y cargos tal y como ha sido expuesto en respuestas anteriores, las implicaciones económicas a las que hace referencia el opositor derivan de la aplicación de la metodología tarifaria vigente y a su vez de la normativa preexistente. La propuesta de procedimiento de liquidación deriva de las disposiciones de la mencionada metodología tarifaria según la cual se dispuso en su alcance y apartado 4, diversos aspectos que son los que hoy se busca instrumentalizar mediante el procedimiento en trámite, por ello es inevitable reiterar que los cuestionamientos propios del contenido de la metodología dicha debían ser expuestos en el momento procesal oportuno. A lo anterior, debe adicionarse que tal la propuesta de procedimiento en cuestión busca instrumentaliza la metodología ya aprobada y vigente. Finalmente, resulta medular reiterarle a el opositor que las implicaciones económicas a las que refiere, pueden ser atendidas por la Aresep desde el ejercicio de sus competencias regulatoria al fijar las bandas tarifarias aplicables en cada caso particular, pues en cada estudio tarifario tramitado por la Aresep conforme a la metodología tarifaria que se aplique, será considerada y analizada la información de costos, gastos en inversiones que aporten los generadores privados, con eventuales efectos sobre los rangos de cada banda tarifaria. Ahora bien, tratándose del traslado de dichas implicaciones tarifarias en el caso de los precios contractuales pactados entre el ICE y cada generador privado, la Aresep tiene un ámbito de acción limitado por el respeto al espacio de negociación que puedan realizar ambas partes, no obstante, tal y como se ha indicado, la Aresep advierta las obligaciones de ambos regulados de acatar la Ley N° 7593 y los principios regulatorios es de acatamiento ineludible. Se reitera que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. 5. Necesidad de que ARESEP ejerza una revisión técnica y regulatoria sustantiva, no meramente formal Indica el opositor que la propuesta sometida a consulta pública tiene su origen en un documento remitido por el ICE/DOCSE Procedimiento de Liquidación de los Servicios Auxiliares de Regulación Secundaria y Terciaria bajo el Modelo Simplificado y que ese concepto de “simplificado” no aparece definido en el reglamento ni metodología tarifaria, por lo cual solicita aclarar si se está aprobando un procedimiento general o etapa simplificada, transitoria o parcial. Así mismo señala que la propuesta elimina la referencia a “modelo simplificado” y que “ARESEP debe incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta” Respuesta: En primer término, es importante señalarle al opositor que Aresep no se limita a “recibir, ordernar y someter a consulta la propuesta del OS/OM”, como lo intenta erróneamente exponer, por el contrario, Aresep en el ejercicio de sus potestades realiza una revisión técnica y regulatoria de toda propuesta, realiza los cambios y ajustes que considere necesario y toma decisión si corresponde someter a aprobación la propuesta recibida y ajustada. Se denota por parte del opositor la errónea comprensión de los procesos regulatorios y de las potestades reglamentarias de este ente regulador, tal como se expone en la premisa que planteada de “incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta”, pues parte de una interpretación que no se desprende del procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora ni del marco jurídico aplicable. El Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), aprobado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, dispone que el Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) elabore y presente las propuestas de procedimientos técnicos para su aprobación por parte de la Aresep (Artículo 28). Asimismo, la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aprobada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, establece que para el procedimiento de liquidación el OS/OM propondrá a la Aresep el mismo bajo los términos del reglamento AR-RT-SASEN (Apartado 4). Ninguna de las dos disposiciones implica que se deba someter a consulta o aprobar dichas propuestas en los mismos términos en que fueron presentadas. De conformidad con las competencias conferidas por la Ley N° 7593, corresponde a la Autoridad Reguladora ejercer la potestad regulatoria sobre los servicios públicos bajo su competencia, incluyendo la emisión de la normativa técnica y regulatoria necesaria para garantizar su adecuada prestación (artículo 25). Dicha potestad comprende no solo la aprobación de reglamentos, metodologías tarifarias y procedimientos, sino también, la valoración integral de las propuestas sometidas a su conocimiento, su modificación, complementación o ajuste cuando ello resulte necesario para asegurar su conformidad con el ordenamiento jurídico, los principios regulatorios y el interés público. En ese sentido, las propuestas elaboradas por el OS/OM constituyen un insumo técnico para el proceso regulatorio, mas no un texto vinculante cuya aprobación deba realizarse de forma íntegra. La competencia normativa corresponde exclusivamente a la Aresep, quien debe ejercer un análisis técnico, jurídico, económico y regulatorio independiente, antes de emitir el acto administrativo definitivo. Precisamente, el ejercicio de esa potestad implica la posibilidad y la obligación de introducir las modificaciones que estime pertinentes para garantizar la legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y coherencia del procedimiento con el marco regulatorio vigente En consecuencia, el hecho de que el texto sometido a consulta pública difiera de la propuesta originalmente presentada por el ICE/DOCSE no constituye una irregularidad ni evidencia la existencia de un procedimiento distinto al previsto reglamentariamente; por el contrario, refleja el ejercicio de la función reguladora atribuida a la Aresep, la cual comprende la revisión crítica de las propuestas técnicas recibidas y su adecuación antes de someterlas al proceso de participación ciudadana y, posteriormente, a su eventual aprobación. Respecto a la observación relacionada con la referencia al denominado "modelo simplificado", debe indicarse que dicha expresión corresponde a la denominación utilizada por el proponente al remitir el documento a esta Autoridad Reguladora; sin embargo, esa denominación no constituye una categoría jurídica prevista en el Reglamento técnico AR-RT-SASEN, ni genera efectos normativos por sí misma. En el ejercicio de sus competencias regulatorias, Aresep valoró el contenido técnico de la propuesta y elaboró el texto sometido a consulta pública con la estructura, alcance y contenido que estimó compatibles con el marco regulatorio aplicable, eliminando referencias que no resultaban necesarias para la regulación que finalmente se propone aprobar, la cual no es transitoria ni de aplicación parcial , esto sin detrimento de los ajustes que en el ejercicio de sus funciones regulatorias puedan realizarse a futuro como parte del ejercicio de mejora continua que practica la Aresep. Asimismo, no resulta jurídicamente exigible incorporar al expediente una matriz comparativa entre la propuesta presentada por el OS/OM y el texto sometido a consulta pública como condición para la validez del procedimiento regulatorio en desarrollo. El deber de motivación del acto administrativo consiste en exponer las razones técnicas, jurídicas y regulatorias que sustentan el texto finalmente sometido al procedimiento de participación ciudadana y, posteriormente, el acto final que llegue a adoptarse. La normativa aplicable no impone la obligación de documentar cada modificación introducida respecto de la propuesta inicial, ni de justificar individualmente la exclusión o incorporación de cada disposición sugerida por el proponente. Finalmente, debe señalarse que el procedimiento de consulta pública tiene precisamente como finalidad que los interesados formulen observaciones sobre el texto regulatorio elaborado por la Autoridad Reguladora, el cual constituye la propuesta oficial sometida a valoración pública. Las observaciones recibidas durante dicho proceso son posteriormente analizadas por Aresep como parte del expediente administrativo, en cumplimiento de los principios de transparencia, participación ciudadana, motivación y debido proceso que rigen la función regulatoria. Por las razones expuestas, no se considera procedente la solicitud planteada por el opositor, toda vez que el procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora se ajusta a las competencias conferidas por la Ley N° 7593 y al marco regulatorio vigente, dentro del cual, Aresep ejerce de manera plena su potestad para revisar, modificar, complementar y aprobar las propuestas regulatorias sometidas a su conocimiento, sin que exista obligación legal de reproducir íntegramente el texto originalmente presentado por el OS/OM. 6. La propuesta no debe generar cargos a generadores que no hayan causado desviaciones atribuibles Manifiesta el opositor que la sección 4.6.7 establece la asignación de un monto a pagar a todo generador que no aporte regulación secundaria o terciaria, pero indica la misma debe acotarse que solo se debe pagar cuanto la desviación sea atribuible. Y propone se establezca textualmente: “El débito por servicios auxiliares solo procederá cuando, previa verificación técnica, se determine que la desviación es atribuible única y exclusivamente a la decisión operativa del generador, y no a instrucciones del DESPACHO o restricciones de red.” Respuesta: Sin perjuicio de respuestas anteriores, se reitera que el inciso n del numeral 4.1 Premisas ya contempla que las desviaciones autorizadas; para efectos de lo planteado por el opositor corresponden a las no atribuibles, no son sujetas de liquidación. Siendo que lo solicitado ya se encuentra contemplado y resuelto en el procedimiento propuesto, se rechaza la propuesta de texto. 7. Necesidad de aclarar el vector de referencia aplicable a generadores bajo contrato ICE Alega el opositor que la redacción del cálculo del vector de desviaciones, específicamente en cuanto al vector de referencia, es insuficiente para generadores como el de su representada ya que le contrato distingue entre el predespacho presentado por Planta y el Programa Oficial de Despacho (POD)publicado por DOCSE, según requerimientos del SEN, además se deben acatar instrucciones de ajuste de despacho y despacho limitado. Por lo manifiesta que le vector de referencia no puede ser el predespacho presentado por el generador si el mismo es modificado por el OS/OM y que la referencia correcta debe ser el POD. Adicionalmente indica que “debe prevalecer el POD para efectos de cálculo de desviaciones, incluyendo sus ajustes, instrucciones, restricciones, condiciones de despacho limitado y anotaciones en tiempo real debidamente documentadas” expresando que de no aclarase podría implicar que sea tratada como desviación cuando se cumplió con instrucciones del OS/OM. Solicita se incluya un anexo con el protocolo de medición síncrona, pues la fala de sincronización en mediciones puede generar diferencias que se imputen incorrectamente como desviaciones. Respuesta: Se aclara al opositor sobre el vector de referencia, que en sección 4.6.4 inciso a se indica respecto a este vector que “puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM”, eso implica que lo que se debe seguir como predespacho y lo que se valorará para el cálculo de desviaciones en lo que finalmente el OS/OM publique como predespacho. Sin embargo, se procede a realizar la aclaración en dicho inciso para que se lea así (se resalta el cambio): a. El vector de referencia contiene los datos indicados en el predespacho de generación que presentan los generadores que no aportan a la regulación secundaria y terciaria, y que sea finalmente publicado por OS/OM como predespacho , así como las proyecciones de demanda de las empresas distribuidoras. Este vector puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM. Ahora respecto a las desviaciones y ajustes en tiempo real por instrucciones del OS/OM, reitera al opositor que este aspecto ya se encuentra contemplado en el inciso n del numeral 4.1 Premisas. 8. Desviaciones autorizadas y exclusiones del cálculo de débitos Expresa el opositor que considera correcto que existan exclusiones, pero que las mismas “deben estar asociadas a un registro verificable, a una justificación técnica, a una comunicación oportuna al agente afectado y a un mecanismo de revisión ante el propio OS/OM y, en su caso, ante ARESEP.” Así mismo emite una lista de las desviaciones que considera no deben generar débitos, sustentadas, según indica el opositor, en las disposiciones contractuales que mantiene con el ICE. Respuesta: Se reitera al opositor de lo manifestado en relación con el registro verificable, sin perjuicio de respuestas anteriores, que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla lo solicitado al indicar que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; y que por su parte el inciso n de este numeral indican que no son sujetas de liquidación las desviaciones autorizadas. En ese sentido se indica que la propuesta de procedimiento contempla entre las desviaciones autorizadas aquella “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN abarca entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. No es posible ni técnicamente correcto o viable realizar un listado de todas las posibles causas no atribuibles al generador. 9. Margen de tolerancia y necesidad de proporcionalidad Manifiesta el opositor que la inexistencia de márgenes de tolerancia podría generar débitos por diferencia mínimas y técnicamente inevitables especialmente en plantas de generación renovables “sujetas a variabilidad hidrológica (sic), restricciones operativas, rampas, medición horaria y ajustes del OS/OM”. Aclara que no se solicita la desviación libre o injustificada, sino que se distinga “entre desviaciones atribuibles y materialmente relevantes, por un lado, y diferencias menores, autorizadas, inevitables o no atribuibles, por otro”. Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación, incluyendo las plantas hidroeléctricas a las que hace referencia el opositor, o planta eólicas como la del opositor, forma parte de las condiciones operativas que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares; en consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, como ya se ha mencionado en respuestas anteriores, las desviaciones originadas por situaciones expresamente autorizadas por el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM) ya se encuentran contempladas en el inciso m) de la sección 4.1. Premisas del procedimiento propuesto. 10. Necesidad de un mecanismo de revisión previa del Documento de Liquidación Manifiesta el opositor que la propuesta no desarrolla un mecanismo previo para que los generadores revisen y objeten los datos relacionados con el Documento de Liquidación indicando que debe existir una etapa de revisión técnica preliminar ya que “el generador podría quedar expuesto a obligaciones de pago sin haber podido corregir errores.” Propone, además, que la liquidación se entregue con 15 días hábiles de antelación al cobro, pueda ser objetado por el generador y dicho cobro sea suspendido hasta que se resuelva la objeción, así como establecer plazo de 30 días hábiles para que el Aresep o OS/OM de respuesta a la objeción. Respuesta : Se indica al opositor que la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. No se considera oportuno incorporar una etapa adicional de revisión previa del Documento de Liquidación, ni suspender automáticamente la exigibilidad de los pagos mientras se resuelven eventuales objeciones, ya que ello introduciría, innecesariamente, mayor tiempo al desarrollo del proceso de liquidación que afectaría su eficiencia y orden, retrasando la liquidación y el pago de los servicios auxiliares prestados, cuya remuneración debe realizarse en plazos compatibles con la operación continua del Sistema Eléctrico Nacional y la periodicidad mensual de la liquidación establecida en la metodología tarifaria. Asimismo, las controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente y que lleven a eventuales incumplimientos de pago, pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. Por las razones expuestas, no se considera necesario incorporar un mecanismo específico de revisión previa, plazos adicionales para objetar el Documento de Liquidación, por cuanto como ya se indicó, la propuesta de procedimiento contempla un plazo suficiente entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento del pago para dar a conocer la información relativa a cualquier cobro o pago, además de que el ordenamiento jurídico vigente dispone de los mecanismos administrativos idóneos para atender las controversias que eventualmente se susciten respecto de su contenido. 11. Compatibilidad con contratos de generación vigentes y ausencia de mecanismo de traslado automático El opositor mantiene la posición en relación con que los contratos vigentes de compraventa de energía y sus adendas no contemplan un mecanismo expreso que permita trasladar al ICE los débitos derivados de la liquidación de los servicios auxiliares ni regulan la asignación de este nuevo costo regulatorio entre las partes. Asimismo, considera que el procedimiento debería aclarar expresamente que su aprobación no modifica la distribución de riesgos pactada en los contratos vigentes ni limita la posibilidad de que los generadores soliciten ajustes, compensaciones o modificaciones contractuales cuando los débitos se originen por instrucciones operativas, restricciones o condiciones imputables al ICE, al OS/OM o al propio Sistema Eléctrico Nacional. Adicionalmente, reitera que los cargos por servicios auxiliares constituyen un costo regulatorio sobreviniente que no fue considerado al momento de negociar los contratos actuales, por lo que, conforme al principio de servicio al costo, dicho costo debería ser reconocido mediante un ajuste tarifario o una adenda contractual que permita su traslado al comprador. Finalmente, manifiesta que la ausencia de un mecanismo para incorporar estos costos podría afectar el equilibrio económico de los contratos vigentes, generando un perjuicio para los generadores privados y potenciales conflictos contractuales y regulatorios. Respuesta: Se reitera lo expuesto en respuestas anteriores respecto a las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, la Aresep tomó la debida previsión en el numeral 7. Implicaciones Contractuales de la metodología. Así mismo que la necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”, responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. En relación con el tema tarifario, como se indicó en respuesta anteriores la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine, las cuales son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que le permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE-0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan los supuestos establecidos. Como se ha indicado en respuestas anteriores sobre este mismo tema, no es viable irrumpir en ese espacio de negociación y acuerdo de voluntades entre las partes, dado que se trata de un espacio reservado al consenso entre ellas, ello, claramente, sin perjuicio de las limitaciones obvias que existen, las cuales incluyen el respeto del ordenamiento jurídico, incluyendo la Ley N° 7593, que como regulados las somete a ambas partes al cumplimiento sustentado y demostrado de los principios regulatorios (principio de servicio al costo y equilibrio financiero, entre otros) y con ello a la definición de una tarifa que refleje el respecto de la banda tarifaria vigente y de los principios regulatorios que los rigen. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. Finalmente, se reitera que la propuesta no altera el equilibrio económico de los contratos vigentes ni modifica las obligaciones contractuales existentes, sino que desarrolla el procedimiento técnico requerido por la metodología tarifaria y sus reformas para la liquidación de los servicios auxiliares. Por ello, no se considera procedente incorporar las aclaraciones solicitadas, al tratarse de materias reguladas por otros instrumentos normativos o que corresponden al ámbito de negociación entre las partes contratantes. 12. Riesgo de doble cobro o doble penalización El opositor sostiene que el procedimiento debe evitar que una misma desviación genere una doble afectación económica para el generador. Argumenta que, si los contratos de compraventa de energía ya contemplan consecuencias por desviaciones o indisponibilidades —como ajustes de pago, limitaciones al reconocimiento de energía o pérdida de derechos contractuales—, no corresponde imponer adicionalmente un débito por servicios auxiliares sin verificar que no exista una duplicidad de cargos. Asimismo, solicita que Aresep establezca una regla de coordinación entre el procedimiento de liquidación y los contratos vigentes, de manera que un mismo hecho no sea tratado simultáneamente como incumplimiento contractual y como consumo de servicios auxiliares, salvo que exista una justificación técnica y económica expresa. Finalmente, señala que la propia metodología reconoce que algunos servicios auxiliares ya son remunerados mediante las tarifas, aspecto que, a su criterio, la propuesta no considera, lo que incrementa el riesgo de doble cobro. Respuesta: Tal como se ha expuesto en respuestas anteriores respecto a las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, la Aresep tomó la debida previsión al disponerse en la metodología tarifaria lo siguiente: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” La necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”. Lo anterior, debido a que se tenía clara la necesidad de que quedaran consignadas contractualmente todas las especificaciones básicas relativas a los servicios auxiliares y a las eventuales implicaciones sobre el negocio pactado entre el ICE y los generadores privados. El ICE, por su parte, tiene dicha responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. Producto de lo anterior, a fin de realizar la verificación correspondiente, esta Intendencia mediante el oficio OF-0664-IE-2026, del 17 del de julio de 2026, le está dando seguimiento a la implementación de parte del ICE del apartado 7 de la metodología tarifaria, a fin de identificar el nivel de avance y cumplimiento de su responsabilidad. Ciertamente, desde la perspectiva tarifaria, previamente, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. 13. Controles que debe ejercer ARESEP Indica el opositor que la propuesta establece de manera general las competencias de supervisión y fiscalización de Aresep, pero que como ICE/DOCSE controla los datos operativos que alimentan la fórmula para el cálculo del ingreso requerido y asignación de débitos, éstos no pueden depender únicamente de cálculos internos del OS/OM sin mecanismos de revisión, trazabilidad y fiscalización. Aresep debe asegurar que el costo base del servicio auxiliar derive de tarifas aprobadas por la Autoridad Reguladora y que las variables operativas utilizadas por el OS/OM estén documentadas, sean auditables y puedan ser objetadas por los agentes afectados. Respuesta: Sobre la propuesta de incorporar al presente procedimiento las obligaciones de supervisión, control y documentación señaladas para el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM), por cuanto estas ya se encuentran reguladas en el marco jurídico y regulatorio aplicable. En particular, las funciones, obligaciones y responsabilidades del OS/OM se encuentran establecidas en el Reglamento de Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), en la Metodología para la determinación de las tarifas de los servicios auxiliares (RE 0195-JD-2021 y sus reformas), en el Reglamento de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-POASEN) y en las demás disposiciones regulatorias emitidas por la Aresep, las cuales regulan aspectos relacionados con la programación, operación, registro, trazabilidad, documentación y liquidación de los servicios auxiliares. Como se ha indicado en respuesta anteriores se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Asimismo, las potestades de regulación, supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora derivan directamente de la Ley N.° 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, la cual atribuye a la Aresep la competencia para regular la prestación de los servicios públicos y velar por el cumplimiento del ordenamiento jurídico aplicable por parte de los prestadores, confiriéndole además las facultades necesarias para requerir información, realizar inspecciones, verificar el cumplimiento de las obligaciones regulatorias y, de ser procedente, ejercer las potestades sancionatorias previstas en dicha ley. En consecuencia, no resulta necesario reproducir la propuesta de procedimiento obligaciones y competencias que ya se encuentran establecidas en normas de rango superior y en otros instrumentos regulatorios específicos. Debe señalarse, además, que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, sin que ello implique la inexistencia de regulación sobre las funciones del OS/OM a través de las competencias de fiscalización de la Autoridad Reguladora, las cuales se encuentran previstas en el resto del ordenamiento jurídico y regulatorio, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarcan las obligaciones y responsabilidades del OS/OM Valga reiterar que en caso de presentarse algunas controversias que puedan surgir respecto al cumplimiento de las obligaciones del OS/OM, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. 14. El procedimiento constituye un mecanismo de pago más no determina una visión de futuro del mercado eléctrico nacional Indica el opositor que no es claro en el procedimiento propuesto la asignación de ingresos y costos y su vinculación con otras tarifas asociadas a los agentes del SEN ni el objetivo económico que persigue. Manifiesta que la metodología y su procedimiento están creando mecanismos para reconocer servicios que ya prestan recursos del sistema, trasladando costos a agentes por desviaciones, pero no se han modificado otras metodologías tarifarias vinculadas e indica que no se denota en expediente modificaciones a las resoluciones de contabilidad regulatoria que permitan identificar cuáles costos de servicios auxiliares serán asignados a los ingresos requeridos según procedimiento. Respuesta: Como fue desarrollado en respuesta anteriores, la Aresep ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, entre ellos el reglamento AR-RT-SASEN y la Metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). La metodología tarifaria mencionada, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. Por lo anterior no es de recibo el argumento “la metodología y su procedimiento complementario en consulta están creando un mecanismo para reconocer económicamente servicios que actualmente ya prestan algunos recursos del sistema, trasladando ese costo a los agentes que presentan desviaciones”; la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado. Finalmente, sin perjuicio de lo ya mencionado en otras respuestas, en cuanto a contabilidad regulatoria, se reitera al opositor que la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Los procesos de modificación, tanto de metodologías como de contabilidad regulatoria, cuando corresponden, se tramitan en expedientes independientes por lo que no es correcto afirmar, con vista en el expediente bajo el cual se tramita la propuesta de procedimiento, que no se están realizando. 15. Trato desigual entre agentes que ya cuentan con equipamiento para la prestación de estos servicios auxiliares y quienes no tienen acceso por barreras establecidas vía contrato o reconocimiento tarifario. Manifiesta el opositor que los agentes que ya cuentan con recursos capaces de prestar regulación secundaria y terciaria comenzarían a recibir una remuneración una vez se realice la fijación de las tarifas correspondientes, mientras “los restantes agentes del SEN que requieren etapas preparatorias (ajustes en contratos, cambios normativos, reconocimiento tarifario, etc) no tendrán la posibilidad de participar en la prestación de servicios auxiliares” pese a el reglamento AR-RT-SASEN lo habilita. En este sentido, debería existir una ruta objetiva y transparente para que cualquier generador privado u otros agentes del SEN puedan habilitarse y competir en igualdad de condiciones. Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues con su argumento el opositor busca refutar específicamente disposiciones del reglamento AR-RT-SASEN y los procedimientos asociados aprobados mediante la resolución RE-0003-RG-2024 del 8 de enero de 2024 publicados en El Alcance N°92 a La Gaceta N°85 del 14 de mayo de 2024 en los cuáles se establece los mecanismos de habilitación para la prestación de servicios auxiliares, sin considerar que dichos instrumentos regulatorios no se encuentra en discusión Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre el reglamento AR-RT-SASEN y sus procedimientos, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictaron las resoluciones, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicho reglamento que se deriva la oposición presentada 16. Omisión al reconocimiento de inversiones ya realizadas por generadores privados. Indica el opositor que los generadores privados han recibido remuneración por la energía que entregan al sistema, sin embargo, entre los requisitos que ICE ha establecido genera inversiones y costos permanentes de operación que sean entendido como parte de la energía que se vende, la metodología y procedimiento introducen un principio “donde se reconoce que existe valor económico en todo aquello que fue instalado previamente, no obstante, se determinó que esto se encontraba ya reconocido en tarifa de generación sin embargo, no identifica el proceso seguido a la fecha cómo se reconoce para el caso de la generación privada esos rubros dentro de los modelos metodológicos aprobados para generación bajo parámetros de la Ley 7200 y similares.” Plantea la siguiente interrogante: ¿Por qué regulación secundaria y terciaria sí constituyen un producto económico independiente mientras que otros servicios técnicos continúan considerándose obligaciones gratuitas?. Respuesta: En relación con la interrogante planteada sobre la remuneración de la regulación secundaria y terciaria debe indicarse que estas son disposiciones establecidas en la metodología tarifaria mencionada firme y vigente, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Finalmente, sobre que “no identifica el proceso seguido a la fecha cómo se reconoce para el caso de la generación privada esos rubros dentro de los modelos metodológicos aprobados para generación bajo parámetros de la Ley 7200 y similares” como se indicó en respuestas anteriores, las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD-034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. 17. Definición de lo que constituye una obligación técnica o requisito de conexión y un servicio auxiliar remunerable. Manifiesta el opositor que “resulta indispensable que el procedimiento determine con precisión la diferencia en cuanto a obligaciones técnicas, requisitos de conexión e inversiones asociadas a un servicio auxiliar remunerable en tanto podría generarse ambigüedades o interpretaciones relacionadas con inversiones en ocasiones onerosas que podrían estar destinada de manera directa o indirecta a servicios auxiliares más no sean remunerados cuando se pueda interpretar que son una obligación del generador privado. En este caso, debería existir una justificación técnica y económica muy clara para hacer esa diferenciación.” Respuesta: Debe señalarse que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la diversa normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarca obligaciones técnicas, requisitos de conexión y reconocimiento tarifario asociados a servicios auxiliares. Valga reiterar que en el cuerpo normativo donde se establecen los aspectos señalados y en específico lo que corresponden a servicio auxiliares no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. 18. Definición y delimitación de los ingresos requeridos Manifiesta el opositor que “el procedimiento no indica con detalle, indicadores, precisión u otros elementos regulatorios cómo delimitar la variable de ingresos requeridos, siendo esta la determinación más importante dado que esta es la variable a distribuir entre los agentes del SEN que no brinden servicios auxiliares de RS y RT.” Indica además que tanto metodología como el procedimiento propuesto en debe darse definición y delimitación para que el OS/OM asigne de manera correcta el costeo de servicios auxiliares. Así mismo, argumenta que la indefinición de ingreso requerido es un riesgo que podría generar duplicidad de costos. Respuesta: Se aclara al opositor que el ingreso requerido se calcula según las ecuaciones 5 a la 8 del apartado 4 de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (RE-0195-JD-2021 y sus reformas), tal cual lo establece la nota al pie de página del numeral 4.6.3 de la propuesta del procedimiento. Dado lo anterior, al estar ya establecido en la metodología tarifaria, estipulado claramente en la propuesta de procedimiento y que el opositor se refiere en su posición no únicamente a la propuesta de procedimiento sino también a la metodología tarifaria, debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, indicándole al opositor que dicho instrumento regulatorio (metodología tarifaria) no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento a dicha metodología tarifaria, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de la misma. 8. OPOSICIÓN: HIDRO VENECIA S.A Oposición: Hidro Venecia S.A., cédula jurídica No. 3-101-153836, representada por el señor Luis Carlos Chaves Oviedo, cédula de identidad No. 1-0785-0506. Observaciones: Presenta escrito vía correo electrónico. (visible a folio 795). Notificaciones: al fax 2460-9100, Apartado 400-4400 Ciudad Quesada, y el correo electrónico: hidros@ice.co.cr A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 1. Sobre la improcedencia de trasladar al generador costos sistémicos por servicios auxiliares como cargos directos no reconocidos Indica el opositor que Aresep está habilitando una situación que altera la incidencia económica de los servicios auxiliares sobre generadores privados existentes. Así mismo manifiesta que no resulta jurídicamente procedente trasladar costos nuevos al generador privados “sin previsión legal, reglamentaria, tarifaria y contractual suficiente” Debido a la naturaleza sistémica de los servicios auxiliares no puede separarse del régimen tarifario ni del propio servicio al costo. Además, señala que mediante un procedimiento de liquidación no puede crearse por sí solo una obligación patrimonial nueva. Finalmente señala que la metodología tarifaria “busca transparentar, separar y evitar la doble contabilización de costos” pero que los mismos ya se encuentran incorporados en las tarifas vigentes de generación, transmisión y distribución y que imponer un débito no recuperable al generador implica un “cargo adicional no previsto en su estructura económica.” Respuesta: La regulación de los servicios auxiliares tiene un amplio antecedente, pues desde la Ley N° 9004, Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER), se estipularon las obligaciones de la Aresep entre otros, dentro de dicho mercado, a partir las cuales participa como regulador del sector eléctrico nacional. Asimismo, a partir del artículo 12 de la Ley N° 9004, que reformó el artículo 32 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, aprobado mediante la Ley N° 7848, se dispuso que es compromiso de los gobiernos realizar las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional. Dicha armonización toma en consideración la normativa regional y nacional, como parte de la normativa regional está el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), resolución CRIE 09-2005, del 15 de diciembre de 2005, Libro 1, según el cual, se define lo que es un servicio auxiliar regional, los requisitos para la prestación de dicho servicio, la supervisión respectiva, requerimientos y la coordinación que debe existir entre otros. Dado lo anterior, la Aresep cumpliendo con su obligación como ente regulador de Costa Rica, procedió con el dictado de la resolución RJD-036-2013 del 22 de mayo del 2013, mediante la cual aprobó el "Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central", que define los servicios auxiliares para Costa Rica. De la misma forma, la Aresep dictó la resolución RJD-006-2014, del 19 de febrero de 2014, mediante la cual aprobó el “Reglamento de detalle de desarrollo de los procesos comerciales, operativos y de planificación de la armonización regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Regional" , mediante el cual dispuso en lo que interesa, que el OS/OM presentaría a la Aresep una propuesta de metodología de cálculo de los servicios auxiliares y procedimiento de asignación de los servicios auxiliares a los agentes del MEN (artículo 142). Y con respecto a la liquidación de los servicios auxiliares dispuso: “

Artículo 144

Liquidación de servicios auxiliares prestados por terceros. El OS/OM deberá de liquidar las reasignaciones de los servicios auxiliares en el caso que algún Agente no pueda brindarlos y estos sean suministrados por un tercero, considerando la aplicación del procedimiento para la asignación de los servicios auxiliares correspondiente. El producto de la cantidad por la tarifa emitida por la ARESEP será el monto que reflejará la liquidación entre los Agentes como cargos y abonos en el DTEN.

Artículo 150

Elaboración de Procedimientos, Normas y Metodologías para la regulación del MEN. El OS/OM deberá elaborar los procedimientos, normas y metodologías para regular el Mercado Eléctrico Nacional que solicite la ARESEP y presentarlos para la aprobación por parte de este Ente Regulador. " (...) Con base en lo anterior, la Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer: “1. ALCANCE Esta metodología tarifaria establece la forma en que se van a tarifar los servicios auxiliares definidos en la resolución RE-0140-JD-2019 “Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)”. Según la AR-RT-SASEN son servicios auxiliares obligatorios de brindar por parte de los agentes del MEN: 1) Control de frecuencia e intercambios de energía 2) Control de tensión 3) Arranque en negro 4) Desconexión de cargas Mientras que es un servicio auxiliar de carácter voluntario la demanda interrumpible. La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes. Por lo que las tarifas que se definan con base en esta metodología no serán sujetas a la especulación de los agentes y usuarios del MEN, sino que se pagarán solamente si los servicios auxiliares son requeridos por el OS/OM para cumplir con los criterios de seguridad operativa y los CCSD, para prevenir el colapso del SEN o para recuperar el SEN en caso de una contingencia, con colapso parcial o total del sistema. Por las razones indicadas en la justificación, se excluyen del pago de tarifas de servicios auxiliares los siguientes: regulación primaria para control de frecuencia, control de tensión, arranque en negro y desconexión de cargas. Por lo tanto, la metodología tarifaria contempla la remuneración para los servicios auxiliares de: control de frecuencia e intercambios de energía asociado a la regulación secundaria y regulación terciaria; así como demanda interrumpible, tal y como se detallará. Adicionalmente, algunas de las tarifas se basan en la tarifa promedio del sistema de generación de las empresas distribuidoras, considerando que la tarifa del ICE-Generación ya contempla los costos de la compra de generación a las plantas de generación privada. Además de lo indicado, tampoco se considera por separado esas tarifas de generación privada, ya que en la actualidad varios de los modelos tarifarios establecen bandas de tarifas, no tarifas únicas, lo que imposibilita la determinación de un precio en específico. Asimismo, en el caso de las liquidaciones, se considera que todos los agentes generadores y distribuidores, que tengan desviaciones en la generación real respecto de los predespachos, de conformidad con lo que establezca el Reglamento y procedimientos que apruebe la ARESEP para Servicio Auxiliares, deberán pagar por los servicios auxiliares brindados por los agentes del SEN. (…)” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumaron al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Tomando esto en consideración, se repite que la normativa en común a respetar al emitir cada instrumento regulatorio señalado, sin perjuicio de la complementariedad entre ellos, es la Ley N° 7593 y su reglamento, además de otra normativa aplicable (Ley N° 7200), las cuales son normas de carácter especial para la regulación de los servicios públicos en general (Ley N° 7593) y para la regulación de la generación privada como servicio público (Ley N° 7200), pero ninguna puntualiza el tratamiento de la prestación de servicios auxiliares inmerso en dicho entorno de prestación del servicio público. Nótese que la Ley N° 7593, está destinada a la definición de las competencias regulatorias de la Aresep sobre todos los servicios públicos regulados, en virtud de las cuales, este ente regulador actúa en la ejecución de sus diversas potestades, por ejemplo, al emitir instrumentos regulatorios. No se trata de una ley que puntualmente especifique aspectos propios de algún servicio público regulado, sino que dispone de forma general los principios regulatorios bajo los cuales se debe regular, siendo de discreción técnica pero sustentada, la definición en cada caso particular, de la forma en que se busque cumplir con dichos principios, a través de la normativa que se disponga y aplique. Es precisamente en atención a dichas competencias regulatorias y discrecionalidad técnica, que la Aresep emitió los cuerpos normativos vigentes en relación con los servicios auxiliares, entre ellos, el reglamento técnico y la metodología tarifaria, previendo las bases de las condiciones técnicas y obligaciones y derechos de los prestadores de estos servicios. Bajo dicha lógica, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. De esta forma la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN, deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado; por lo anterior no es de recibo el argumento que indica se están trasladando costos “sin una previsión legal, reglamentaria, tarifaria y contractual suficiente” Así mismo no es de recibo argumentar que “un procedimiento de liquidación no puede crear por sí solo una obligación patrimonial nueva”, dado que, como se ha expuesto, las disposiciones operativizadas mediante la propuesta del procedimiento de liquidación en trámite derivan de la de la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 aprobada y vigente. Dicho esto, no ha existido alguna variación inesperada en el marco regulatorio, que haya sorprendido a los generadores privados en cuanto a las decisiones tomadas, pues la normativa que le resulta aplicable es ampliamente conocida desde que se ha venido construyendo integralmente a partir de los diversos cuerpos normativos, que están que nacen desde el 2019 cuando se dictó el reglamento técnico AR-RT-SASEN, e incluso antes, cuando la Aresep asume la obligación como ente regulador de Costa Rica en el MER. Ello sin perjuicio de que las posibles implicaciones económicas quedaron claras desde que se emitió la metodología tarifaria. Ahora que se tiene un acercamiento a la posible cuantificación de tales expectativas económicas y que se visualiza con más claridad sus implicaciones, se entiende por parte del opositor que nacen estos “costo nuevos”, pero deja de lado, que ello, quedó dispuesto desde que es emitió la metodología tarifaria y que ahora se concreta aún más con la propuesta en trámite. No es viable considerar que las mencionadas leyes por más que tengan un carácter especial puedan contener la totalidad de las disposiciones aplicables al servicio público de generación privada, o incluso, a algún servicio público regulado, pues se trata de cuerpos normativos de los cuales emanan disposiciones cuyas condiciones puntuales, deben ser determinadas por la Aresep mediante otros cuerpos normativos que emita en complemento. Finalmente se indica que Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine. Las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD-034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. El costo de explotación se define en las metodologías antes citadas como “el costo anual de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país.” e igualmente la inversión se define como “el costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país”. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE-0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan con los siguientes supuestos (artículo N°32 incisos b), d) y e) y artículo N°31 de la Ley N°7593): • Las erogaciones sean necesarias para la prestación del servicio público. • Los gastos de operación no sean desproporcionados en relación con los gastos de normales de actividades equivalentes. • Las inversiones no sean excesivas para la prestación del servicio público. • Los gastos e inversiones se encuentren debidamente justificados y con la información de respaldo que permita dar trazabilidad a la erogación. Es importante recordar, que el precio de compra por la energía (generada por el generador privado) acordado entre el ICE y el generador, debe estar dentro de los límites de las bandas tarifaras establecidas por la Intendencia. Estas bandas tarifarias son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. De cumplir con los aspectos técnicos y justificativos correspondientes, los costos, gastos e inversiones de los generadores privados que deriven de la implementación de los servicios auxiliares, serán considerados en la definición de la respectiva banda tarifaria, con eventuales efectos sobre los rangos de ésta, banda tarifaria que sería considerada por el generador privado y el ICE para establecer lo que contractualmente corresponda. No obstante lo anterior, definida dicha banda tarifaria en las condiciones antes señaladas y resultando aplicable a la relación contractual que sostengan los generadores privados y el ICE, conforme a la decisión regulatoria de la Aresep al definir este mecanismo de fijación tarifaria desde que dispuso la metodología tarifaria aplicable, corresponde a las partes interesadas adoptar, en caso de ser necesario el respectivo proceso de negociación, que les permita decidir los aspectos que resulten necesarios y pertinentes para pactar un negocio contractual acorde al ordenamiento jurídico y a las posibilidades y necesidades de las partes, pactando finalmente el precio contractual que les convenga, siempre que se encuentre dentro de la banda vigente. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. 2. El Procedimiento de Liquidación no puede crear una obligación patrimonial autónoma sin base suficiente en la Ley, el Reglamento y el contrato Alega el opositor que La Metodología Tarifaria RE-0195-JD-2021 pretenden asignar el pago de servicios auxiliares a agentes generadores y distribuidores, sin embargo, esa previsión metodológica no resuelve el problema de legalidad; por el contrario, evidencia que la metodología y el procedimiento deben mantenerse subordinados a la Ley, al Reglamento AR-RT-SASEN y a los contratos vigentes. Continúa en la misma línea indicando que la metodología no puede, por sí sola, transformar un costo sistémico del SEN en una carga patrimonial directa contra generadores privados cuando la Ley, el Reglamento y el contrato no contienen esa asignación económica como obligación propia del generador. Así mismo indica que el reglamento AR-RT-SASEN no regula de forma expresa una obligación general de pago directo de generadores privados por servicios auxiliares remunerables ni define que tales agentes sean deudores de esos costos Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues el opositor mantiene una posición de argumentar contra la metodología tarifaria, que hoy pretende instrumentalizar la propuesta de procedimiento en cuando a la liquidación. Nuevamente retoma argumentos que buscan refutar específicamente disposiciones de la metodología tarifaria y del reglamento AR-RT-SASEN sin considerar que dichos instrumentos regulatorios no se encuentran en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. 3. El Reglamento regula servicios auxiliares al sistema, no un servicio individual prestado al generador Indica el opositor que el reglamento AR-RT-SASEN confirma que el beneficiario de los servicios auxiliares es el sistema eléctrico y que se pretende cobrar al generador como destinatario individual del servicio contradiciendo la lógica técnica del reglamento y principios de la actuación regulatoria. Alega que una desviación de generación pueda incidir en el balance del sistema no la convierte en consumo individual de servicios auxiliares por parte del generador. Respuesta: Se aclara al opositor que la propuesta de procedimiento de liquidación deriva de las disposiciones de la metodología tarifaria RE-195-JD-2021 y sus reformas, según la cual se dispuso en su alcance y apartado 4, diversos aspectos que son los que hoy se busca instrumentalizar mediante el procedimiento en trámite, por ello es inevitable reiterar que los cuestionamientos propios del contenido de la metodología o del reglamento AR-RT-SASEN debían ser expuestos en el momento procesal oportuno. 5. Necesidad de que ARESEP ejerza una revisión técnica, jurídica y económica sustantiva, no meramente formal Indica el opositor que la propuesta sometida a consulta pública tiene su origen en un documento remitido por el ICE/DOCSE que contempla el concepto de “modelo simplificado” no aparece definido en el reglamento ni metodología tarifaria, por lo cual solicita aclarar si se está aprobando un procedimiento general o etapa simplificada, transitoria o parcial. Así mismo solicita que “ARESEP debe incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta” Respuesta: En primer término, es importante señalarle al opositor que Aresep no se limita a “recibir, ordenar y someter a consulta la propuesta del ICE/DOCSE”, como lo intenta erróneamente exponer, por el contrario, Aresep en el ejercicio de sus potestades realiza una revisión técnica y regulatoria de toda propuesta, realiza los cambios y ajustes que considere necesario y toma decisión si corresponde someter a aprobación la propuesta recibida y ajustada. Se denota por parte del opositor la errónea comprensión de los procesos regulatorios y de las potestades reglamentarias de este ente regulador, tal como se expone en la premisa que planteada de “incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta”, pues parte de una interpretación que no se desprende del procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora ni del marco jurídico aplicable. El Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), aprobado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, dispone que el Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) elabore y presente las propuestas de procedimientos técnicos para su aprobación por parte de la Aresep (Artículo 28). Asimismo, la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aprobada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, establece que para el procedimiento de liquidación el OS/OM propondrá a la Aresep el mismo bajo los términos del reglamento AR-RT-SASEN (Apartado 4). Ninguna de las dos disposiciones implica que se deba someter a consulta o aprobar dichas propuestas en los mismos términos en que fueron presentadas. De conformidad con las competencias conferidas por la Ley N° 7593, corresponde a la Autoridad Reguladora ejercer la potestad regulatoria sobre los servicios públicos bajo su competencia, incluyendo la emisión de la normativa técnica y regulatoria necesaria para garantizar su adecuada prestación (artículo 25). Dicha potestad comprende no solo la aprobación de reglamentos, metodologías tarifarias y procedimientos, sino también, la valoración integral de las propuestas sometidas a su conocimiento, su modificación, complementación o ajuste cuando ello resulte necesario para asegurar su conformidad con el ordenamiento jurídico, los principios regulatorios y el interés público. En ese sentido, las propuestas elaboradas por el OS/OM constituyen un insumo técnico para el proceso regulatorio, mas no un texto vinculante cuya aprobación deba realizarse de forma íntegra. La competencia normativa corresponde exclusivamente a la Aresep, quien debe ejercer un análisis técnico, jurídico, económico y regulatorio independiente, antes de emitir el acto administrativo definitivo. Precisamente, el ejercicio de esa potestad implica la posibilidad y la obligación de introducir las modificaciones que estime pertinentes para garantizar la legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y coherencia del procedimiento con el marco regulatorio vigente En consecuencia, el hecho de que el texto sometido a consulta pública difiera de la propuesta originalmente presentada por el ICE/DOCSE no constituye una irregularidad ni evidencia la existencia de un procedimiento distinto al previsto reglamentariamente; por el contrario, refleja el ejercicio de la función reguladora atribuida a la Aresep, la cual comprende la revisión crítica de las propuestas técnicas recibidas y su adecuación antes de someterlas al proceso de participación ciudadana y, posteriormente, a su eventual aprobación. Respecto a la observación relacionada con la referencia al denominado "modelo simplificado", debe indicarse que dicha expresión corresponde a la denominación utilizada por el proponente al remitir el documento a esta Autoridad Reguladora; sin embargo, esa denominación no constituye una categoría jurídica prevista en el Reglamento técnico AR-RT-SASEN, ni genera efectos normativos por sí misma. En el ejercicio de sus competencias regulatorias, Aresep valoró el contenido técnico de la propuesta y elaboró el texto sometido a consulta pública con la estructura, alcance y contenido que estimó compatibles con el marco regulatorio aplicable, eliminando referencias que no resultaban necesarias para la regulación que finalmente se propone aprobar, la cual no es transitoria ni de aplicación parcial, esto sin detrimento de los ajustes que en el ejercicio de sus funciones regulatorias puedan realizarse a futuro como parte del ejercicio de mejora continua que practica la Aresep. Asimismo, no resulta jurídicamente exigible incorporar al expediente una matriz comparativa entre la propuesta presentada por el OS/OM y el texto sometido a consulta pública como condición para la validez del procedimiento regulatorio en desarrollo. El deber de motivación del acto administrativo consiste en exponer las razones técnicas, jurídicas y regulatorias que sustentan el texto finalmente sometido al procedimiento de participación ciudadana y, posteriormente, el acto final que llegue a adoptarse. La normativa aplicable no impone la obligación de documentar cada modificación introducida respecto de la propuesta inicial, ni de justificar individualmente la exclusión o incorporación de cada disposición sugerida por el proponente. Finalmente, debe señalarse que el procedimiento de consulta pública tiene precisamente como finalidad que los interesados formulen observaciones sobre el texto regulatorio elaborado por la Autoridad Reguladora, el cual constituye la propuesta oficial sometida a valoración pública. Las observaciones recibidas durante dicho proceso son posteriormente analizadas por Aresep como parte del expediente administrativo, en cumplimiento de los principios de transparencia, participación ciudadana, motivación y debido proceso que rigen la función regulatoria. Por las razones expuestas, no se considera procedente la solicitud planteada por el opositor, toda vez que el procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora se ajusta a las competencias conferidas por la Ley N° 7593 y al marco regulatorio vigente, dentro del cual, Aresep ejerce de manera plena su potestad para revisar, modificar, complementar y aprobar las propuestas regulatorias sometidas a su conocimiento, sin que exista obligación legal de reproducir íntegramente el texto originalmente presentado por el OS/OM. 6. La propuesta no debe generar cargos a generadores que no hayan causado desviaciones atribuibles Manifiesta el opositor que el generador solo debería pagar en la medida en que exista una desviación atribuible, material, evitable y efectivamente causante de una necesidad de regulación secundaria o terciaria. Y propone se establezca textualmente: “El débito por servicios auxiliares solo procederá cuando, previa verificación técnica, se determine que la desviación es atribuible es atribuible al generador, no autorizada, materialmente relevante, evitable y causante de una necesidad real de regulación secundaria o terciaria. Cuando la desviación atribuible sea igual a cero, el débito será igual a cero." Respuesta: Se aclara al opositor en relación con las causas atribuibles, y por ende las no atribuibles, que el inciso n del numeral 4.1. Premisas de la propuesta de procedimiento ya contempla que sólo se pague por desviaciones atribuibles (no autorizadas) al indicar que “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” 2.6 Desviaciones autorizadas y exclusiones del cálculo de débitos Expresa el opositor que reconoce y considera correcto que la propuesta establezca que no deben considerarse para liquidación desviaciones autorizada pero que “deben asociarse a un registro verificable, justificación técnica, comunicación oportuna al agente afectado y mecanismo de revisión ante el propio OS/OM y, en su caso, ante ARESEP.” Adicionalmente emite una lista de las desviaciones que considera no deben generar débitos. Respuesta: Sin perjuicio de respuestas anteriores, se indica que el inciso m del numeral 4.1. Premisas contempla lo manifestado al indicar que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos” (lo resaltado no es del original); por su parte, el inciso n del mismo numeral que manifiesta “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN contempla entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. No es posible ni técnicamente correcto o viable realizar un listado de todas las posibles causas no atribuibles al generador. 2.7 Margen de tolerancia, proporcionalidad y naturaleza hidroeléctrica de pequeña escala Manifiesta el opositor que la regla de tolerancia cero a desviaciones resulta irrazonable “para pequeñas plantas hidroeléctricas de pasada o con embalse limitado” aclara que no se solicita la desviación libre o injustificada, sino que se distinga “entre desviaciones atribuibles y materialmente relevantes, por un lado, y diferencias menores, autorizadas, inevitables o no atribuibles, por otro”. Así mismo solicita incorporar regla diferenciada para hidroeléctricas de pequeña escala, de pasada o con embalse limitado, no habilitadas para regulación secundaria ni terciaria, con potencia menores a 4MW, conectadas a distribución. Indicando “el predespacho debe tener naturaleza de pronóstico operativo y no de compromiso económico sancionable, salvo incumplimiento atribuible, material y debidamente acreditado.” Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación, incluyendo las plantas hidroeléctricas a filo de agua o de embalse limitado, forma parte de las condiciones operativas que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares. En consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia o metodologías específicas para determinadas tecnologías, basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, como ya se ha mencionado en respuestas anteriores, las desviaciones originadas por situaciones expresamente autorizadas por el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM) ya se encuentran contempladas en el inciso m) de la sección 4.1.1 de la propuesta de procedimiento. En cuanto a la propuesta no se considera procedente su incorporación pues la determinación de las desviaciones objeto de liquidación debe realizarse con base en las reglas operativas y en la información utilizada durante la operación en tiempo real, sin establecer metodologías o casos particulares para una tecnología específica que modifiquen los criterios generales del procedimiento, en consecuencia, no se acoge la solicitud de establecer un régimen diferenciado para plantas hidroeléctricas. 2.8 Necesidad de un mecanismo de revisión previa del Documento de Liquidación Manifiesta el opositor que la propuesta debe desarrollar un mecanismo previo para que los generadores revisen y objeten los datos relacionados con el Documento de Liquidación indicando que debe existir una etapa de revisión técnica preliminar. Propone, además, que la liquidación se entregue con 15 días hábiles de antelación al cobro, para que el generador pueda presentar objeciones y dicho cobro sea suspendido hasta que se OS/OM resuelva la objeción, o Aresep en caso “de persistir la controversia” Respuesta: Se indica al opositor que la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. No se considera oportuno incorporar una etapa adicional de revisión previa del Documento de Liquidación, ni suspender automáticamente la exigibilidad de los pagos mientras se resuelven eventuales objeciones, ya que ello introduciría, innecesariamente, mayor tiempo al desarrollo del proceso de liquidación que afectaría su eficiencia y orden, retrasando la liquidación y el pago de los servicios auxiliares prestados, cuya remuneración debe realizarse en plazos compatibles con la operación continua del Sistema Eléctrico Nacional y la periodicidad mensual de la liquidación establecida en la metodología tarifaria. Asimismo, tal como lo indica el opositor las controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente y que lleven a eventuales incumplimientos de pago, pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. Por las razones expuestas, no se considera necesario incorporar un mecanismo específico de revisión previa, plazos adicionales para objetar el Documento de Liquidación, por cuanto como ya se indicó, la propuesta de procedimiento contempla un plazo suficiente entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento del pago para dar a conocer la información relativa a cualquier cobro o pago, además de que el ordenamiento jurídico vigente dispone de los mecanismos administrativos idóneos para atender las controversias que eventualmente se susciten respecto de su contenido. 2.9 Riesgo de doble cobro, doble penalización o doble contabilización Manifiesta el opositor que “el procedimiento debe evitar la doble contabilización de servicios o costos que ya se encuentren incorporados en tarifas vigentes. La metodología tarifaria parte de la necesidad de transparentar y separar costos; esa finalidad se frustraría si el procedimiento termina cobrando nuevamente a generadores o usuarios costos que ya han sido remunerados a través de tarifas de generación, transmisión, distribución o comercialización.” Respuesta: Se indica al opositor que desde la perspectiva tarifaria, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas de la implementación de los servicios auxiliares, pues en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. 2.10 Controles concretos que debe ejercer ARESEP sobre el OS/OM Indica el opositor que las competencias de supervisión y fiscalización de Aresep debe traducirse en obligaciones concretas para el OS/OM, haciendo un listado de lo que considera debería establecerse en el procedimiento. Respuesta: Sobre la propuesta de incorporar al presente procedimiento las obligaciones de supervisión, control y documentación señaladas para el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM), por cuanto estas ya se encuentran reguladas en el marco jurídico y regulatorio aplicable. En particular, las funciones, obligaciones y responsabilidades del OS/OM se encuentran establecidas en el Reglamento de Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), en la Metodología para la determinación de las tarifas de los servicios auxiliares (RE 0195-JD-2021 y sus reformas), en el Reglamento de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-POASEN) y en las demás disposiciones regulatorias emitidas por la Aresep las cuales regulan aspectos relacionados con la programación, operación, registro, trazabilidad, documentación y liquidación de los servicios auxiliares. Asimismo, las potestades de regulación, supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora derivan directamente de la Ley N.° 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, la cual atribuye a la Aresep la competencia para regular la prestación de los servicios públicos y velar por el cumplimiento del ordenamiento jurídico aplicable por parte de los prestadores, confiriéndole además las facultades necesarias para requerir información, realizar inspecciones, verificar el cumplimiento de las obligaciones regulatorias y, de ser procedente, ejercer las potestades sancionatorias previstas en dicha ley. En consecuencia, no resulta necesario reproducir la propuesta de procedimiento obligaciones y competencias que ya se encuentran establecidas en normas de rango superior y en otros instrumentos regulatorios específicos. Debe señalarse, además, que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, sin que ello implique la inexistencia de regulación sobre las funciones del OS/OM a través de las competencias de fiscalización de la Autoridad Reguladora, las cuales se encuentran previstas en el resto del ordenamiento jurídico y regulatorio, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarcan las obligaciones y responsabilidades del OS/OM Valga reiterar que en caso de presentarse algunas controversias que puedan surgir respecto al cumplimiento de las obligaciones del OS/OM, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. 2.11 Consideraciones específicas para generadores que venden a una empresa distribuidora Manifiesta el opositor que la planta no vende al ICE como, sino que opera dentro de una relación contractual y regulatoria con una distribuidora, sujeta a tarifas o precios según corresponda y la propuesta no explica cómo se articula la liquidación los servicios auxiliares en ese contexto, ni la recuperación de costos no contemplados en el precio de compra, produciendo afectación económica al equilibrio económico de la planta. Indica además que por estar conectada a una red de distribución sus diferencias operativas pueden estar asociadas a condiciones no controladas por el generados y no deben tratarse como desviaciones atribuibles. Respuesta: Resulta necesario reiterar al opositor la aclaración dada al inicio de la atención de su posición donde se indica que, debido a la naturaleza contractual privada de El Embalse con la empresa distribuidora, no se considera como Agente del MEN y por ende no le resulta de aplicación el procedimiento sometido a consulta pública. Se aclara al opositor que la propuesta de procedimiento, de acuerdo con lo que se propone tiene como objeto desarrollar la liquidación de los servicios auxiliares conforme a lo dispuesto en el marco normativo preexistente, que incluye la Metodología Tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, por lo que las desviaciones propias de El Embalse serían registradas como desviaciones del Agente del MEN, que en este caso, es la empresa distribuidora a la que le vende energía eléctrica y con la cual sostiene la relación contractual. En consecuencia, tratándose de la relación contractual privada del opositor con una empresa distribuidora, la Aresep carece de facultad para autorizar esquemas tarifarios fuera del marco legal vigente, así como intervenir en la distribución de riesgos contractuales o en la forma en que las partes acuerden reconocer o trasladar los costos asociados a los servicios auxiliares. Conforme a la Ley N° 7593, la competencia de la Autoridad Reguladora consiste en definir las metodologías y fijar las tarifas de los servicios públicos regulados, pero no en modificar o imponer condiciones específicas sobre contratos de naturaleza privada libremente suscritos entre las partes. 2.12 Riesgo específico de doble imputación entre generador embebido y distribuidora Indica el opositor que “si la generación de una planta conectada a distribución se refleja en la demanda neta que la distribuidora proyectada o retirada del SEN, una misma diferencia horaria podría terminar afectando simultáneamente al generador y a la distribuidora” razón por la que considera debe establecer una regla que asegure que solo se impute la desviación una vez. Así mismo solicita se aclarar si el generador conectado a distribución debe remitir su predespacho directamente al OS/OM, por medio de la distribuidora, o mediante un protocolo coordinado, alegando que “si la relación operativa inmediata de la planta es con la distribuidora, no resulta razonable imponer cargos por incumplimiento de un vector que no se haya comunicado, validado y coordinado bajo reglas claras y con medios oficiales.” Respuesta: En relación con la doble imputación que menciona, se aclara al opositor que el numeral 4.6.9 de la propuesta de procedimiento establece que “los montos por pagar y a recibir podrán ser compensados entre sí para determinar una posición neta por participante”, por lo que no existe riesgo de doble imputación. Respecto al predespacho del opositor es necesario retomar la aclaración al inicio de la atención de su posición, donde se indica que, debido a la naturaleza contractual privada de la relación que sostiene El Embalse con la empresa distribuidora, no se le considera como Agente del MEN y por ende no le resulta de aplicación el procedimiento sometido a consulta pública. En este sentido el manejo del predespacho queda en el ámbito de lo que acuerden las partes y a su vez, le permita a la empresa distribuidora cumplir con las obligaciones impuestas en la regulación vigente. 2.13 Vector de referencia aplicable a plantas que venden a distribuidoras El opositor manifiesta que, para los generadores que venden energía a empresas distribuidoras, el vector de referencia debe corresponder al programa de operación efectivamente coordinado y aceptado, considerando las instrucciones de la distribuidora, las restricciones de la red y las instrucciones impartidas por el OS/OM, y no al predespacho inicial del generador cuando este haya sido modificado por razones operativas. Asimismo, solicita que el procedimiento incorpore la obligación de documentar y respaldar técnicamente cualquier ajuste operativo que modifique el vector de referencia, así como un protocolo de medición y conciliación de datos que permita resolver inconsistencias entre las mediciones del generador, la distribuidora y el OS/OM. Finalmente, considera que el procedimiento debe fortalecer la transparencia y trazabilidad de la liquidación, garantizando a los agentes acceso a la información utilizada por el OS/OM y definiendo con mayor precisión la integración del ingreso requerido, de forma que se evite la duplicidad de costos, se distingan los costos propios de cada actividad y se asegure que los cargos asignados sean verificables y auditables. Respuesta: En relación con el vector de referencia y a los ajustes derivados de la operación en tiempo real, se reitera lo indicado en respuestas anteriores, en el sentido de que el OS/OM podrá realizar los ajustes que resulten necesarios para preservar la seguridad, confiabilidad y estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, el procedimiento dispone en su inciso m numeral 4.1 Premisas que las razones y los cálculos que sustenten dichos ajustes deberán ser de carácter público y comunicados a los agentes con su respectivo sustento técnico, garantizando la transparencia y trazabilidad del proceso. Respecto a la solicitud de establecer protocolos específicos de medición, conciliación de datos, acceso a la información y documentación del proceso de liquidación, debe indicarse que tales aspectos forman parte de las obligaciones y responsabilidades del OS/OM previstas en el marco regulatorio vigente y no del objeto del presente procedimiento. De igual forma, la supervisión y fiscalización del cumplimiento de dichas obligaciones corresponde a la Aresep en el ejercicio de las competencias que le confiere la Ley N.° 7593, por lo que no resulta necesario reproducirlas en este instrumento técnico. Finalmente, en relación con la integración del ingreso requerido y la prevención de eventuales duplicidades de costos, se aclara que su determinación no es objeto del presente procedimiento, sino que corresponde a la Metodología Tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, en la cual se establecen los criterios para el cálculo de las tarifas de los servicios auxiliares y los costos que pueden ser reconocidos. En consecuencia, este procedimiento se limita a desarrollar la liquidación mensual de dichas tarifas conforme a la metodología vigente, sin modificar los criterios tarifarios ni incorporar disposiciones que excedan el alcance para el cual fue aprobado. 2.14 Definición insuficiente del ingreso requerido y riesgo de duplicidad de costos El opositor considera que el procedimiento debe definir claramente cuáles obligaciones corresponden a requisitos técnicos o de conexión que deben asumir los generadores, cuáles inversiones benefician al Sistema Eléctrico Nacional sin una remuneración específica y cuáles prestaciones constituyen efectivamente servicios auxiliares remunerables. A su criterio, la ausencia de esta delimitación podría ampliar las obligaciones de los generadores privados sin el correspondiente reconocimiento económico. Además, señala que, si la regulación reconoce que ciertos servicios auxiliares tienen un valor económico y son objeto de remuneración independiente, “ARESEP debe explicar por qué la regulación secundaria y terciaria se remuneran como productos económicos diferenciados, mientras otras prestaciones técnicas e inversiones exigidas históricamente al generador privado se tratan como obligaciones gratuitas” Respuesta: Sobre las obligaciones que corresponden a requisitos técnicos o de conexión que deben asumir los generadores estas ya se encuentran reguladas en el marco jurídico y regulatorio aplicable y vigente, como el Reglamento de Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), en la Metodología para la determinación de las tarifas de los servicios auxiliares (RE 0195-JD-2021 y sus reformas), en el Reglamento de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-POASEN) y en las demás disposiciones regulatorias emitidas por la Aresep, las cuales regulan aspectos relacionados las obligaciones y requisitos para conectarse al SEN y para brindar servicios auxiliares Debe reiterarse, además, que el alcance de la propuesta de procedimiento responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas), en ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, sin que ello implique la inexistencia de regulación sobre requisitos de conexión y obligaciones, las cuales se encuentran previstas en el resto del ordenamiento jurídico y regulatorio. En relación con la explicación que solicita a la Aresep sobre la remuneración de la regulación secundaria y terciaria debe indicarse que estas son disposiciones establecidas en la metodología tarifaria mencionada firme y vigente, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Finalmente, no es de recibo lo indicado por el opositor sobre “inversiones exigidas históricamente al generador privado se tratan como obligaciones gratuitas” ya que como se indicó en respuestas anteriores, las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD 034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. 2.15 Inversiones técnicas ya realizadas y delimitación entre requisito de conexión y servicio auxiliar remunerable Manifiesta el opositor que debe incorporarse al procedimiento una obligación de diseñar y publicar una ruta de habilitación para que cualquier generador privado compita en igualdad de condiciones para prestar servicios auxiliares. Señala que “la posibilidad normativa de habilitación prevista en el Reglamento AR-RT-SASEN puede resultar inaplicable para muchos generadores privados” En este sentido, la propuesta podría producir trato desigual entre agentes “unos agentes concentran la remuneración por servicios auxiliares y otros quedan estructuralmente del lado de los cargos.” sin contar con una ruta para habilitarse como prestadores. Respuesta: Sin perjuicio de respuestas anteriores, se debe reiterar al opositor que se denota que lo que busca es refutar específicamente disposiciones del reglamento AR-RT-SASEN y los procedimientos asociados aprobados mediante la resolución RE-0003-RG-2024 del 8 de enero de 2024 publicados en El Alcance N°92 a La Gaceta N° 85 del 14 de mayo de 2024 en los cuales se establece los mecanismos de habilitación para la prestación de servicios auxiliares, sin considerar que dichos instrumentos regulatorios no se encuentra en discusión Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre el reglamento AR-RT-SASEN y sus procedimientos, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictaron las respectivas resoluciones, siendo que, en dicho procedimiento administrativo era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión. 2.16 Trato desigual entre agentes del SEN y ausencia de una ruta real de habilitación para generadores privados Continúa el opositor en la línea de la posición anterior indicando que “ARESEP debe revisar y ajustar los instrumentos regulatorios previos que dan soporte a la liquidación, particularmente la Metodología Tarifaria RE- 0195-JD-2021 y sus reformas, así como las metodologías de generación privada aplicables” de lo contrario considera “el procedimiento funcionaría como un mecanismo de rebalanceo económico sin soporte tarifario integral.” Indica que no se define como los costos de los generadores privados serán reconocidos en tarifas, precio contractual o contabilidad regulatoria. Finaliza diciendo que Aresep no ha realizado “de forma previa o simultánea, los ajustes necesarios en las metodologías tarifarias vinculadas, incluyendo la metodología aplicable a generación privada bajo la Ley N.° 7200, las metodologías de generación y distribución que correspondan, las metodologías extraordinarias aplicables y las reglas de contabilidad regulatoria que permitan identificar con precisión los costos asociados a servicios auxiliares.” Respuesta: Sin perjuicio de la respuesta anterior, se reitera que, tratándose de disposiciones propias de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, es necesario advertir que en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. 2.17 Falta de coherencia con otras metodologías tarifarias y con la contabilidad regulatoria Desarrolla el opositor un listado de las modificaciones concretas derivadas de las posiciones ya atendidas previamente. Adicionalmente propone un texto transitorio para los generadores privados de la ley N°7200: “La aplicación económica de los débitos por servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria a generadores privados con contratos de compraventa de energía vigentes con el ICE al amparo de la Ley N.° 7200 quedará suspendida hasta que: (i) el ICE y el generador hayan suscrito la adenda contractual correspondiente, si fuere legal y contractualmente procedente; (ii) dicha adenda haya superado el proceso de eficacia, aprobación o verificación que corresponda ante ARESEP; y (iii) exista un mecanismo expreso de reconocimiento, recuperación o compensación del costo en el precio contractual, tarifa o mecanismo regulatorio aplicable. En ausencia de tales condiciones, ningún débito podrá ser cobrado, descontado, compensado o facturado al generador.” Respuesta: En relación con la solicitud de una disposición transitoria, debe indicarse que, si bien la liquidación procede mensualmente, la primera vez que ésta sea realizada deberá estar antecedida por la definición de las tarifas respectivas, lo que indica que, una vez vigente el procedimiento de liquidación, éste no podría aplicarse hasta que se realice el procedimiento de fijación tarifaria y haya transcurrido el mes de vigencia de dichas tarifas. Ello amerita un espacio temporal oportuno para que el opositor pueda atender previamente los aspectos que expone al solicitar el transitorio, dado que el procedimiento de fijación tarifaria ni siquiera ha dado inicio y apenas se está tramitando el procedimiento en cuestión. En cuanto a las adendas contractuales, se recuerda lo dispuesto en el apartado 7 de la metodología tarifaria aplicable: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” Conforme a dicha disposición establecida desde que la metodología tarifaria entró en vigencia en el 2021, correspondía (corresponde) la suscripción de las respectivas adendas de los contratos preexistentes con el ICE, con el fin de que les resulte aplicable la metodología tarifaria y sus implicaciones. Ahora bien, sin perjuicio de la responsabilidad asignada al ICE en dicho apartado 7, debe señalarse que, en el caso particular del opositor, el 29 de mayo de 2026 suscribió la adenda del contrato preexistente, de modo que, no están claras las razones por las cuales en dicha adenda no se dejaron las previsiones necesarias a asociadas a los servicios auxiliares y actualmente solicita mayor tiempo para la respectiva incorporación del tema en la relación contractual. Se le insta a requerirle al ICE el cumplimiento de lo establecido en cuanto a las adendas contractuales, ello sin perjuicio del seguimiento regulatorio de parte de la Aresep. Por último, en referencia al numeral iii del transitorio propuesto, como se ha indicado en respuestas anteriores, las metodologías de generación privada incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión por lo que existe y esta vigente el mecanismo expreso de reconocimiento. Por las razones anteriormente expuestas no se considera necesaria ni correcta la disposición transitoria propuesta. 10. OPOSICIÓN: COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL LOS SANTOS R.L. COOPESANTOS R.L 1. Oposición: Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos R.L. COOPESANTOS R.L., cédula jurídica No. 3-004-045260, representada por el señor Mario Patricio Solís Solís, cédula de identidad No. 1-1082-0184, en su condición de Gerente General Observaciones: Presenta escrito No. CSGG-198-07-2026, vía correo electrónico. (visible a folio 797 y 798). Notificaciones : Al correo electrónico: gerencia@coopesantos.com A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 1. Introducción. La remuneración y asignación de los costos de los servicios auxiliares constituye uno de los elementos más complejos dentro del diseño de los mercados eléctricos modernos. A diferencia de la energía, cuyo consumo puede asociarse directamente a una transacción física claramente identificable, los servicios auxiliares tienen como finalidad preservar la estabilidad, confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico en su conjunto, por lo cual la práctica regulatoria internacional ha evolucionado hacia mecanismos de asignación de costos que buscan reflejar, de la manera más objetiva posible, qué agentes generan efectivamente la necesidad de dichos servicios y en qué magnitud. La discusión regulatoria ya no se debería limitar únicamente a determinar quién utiliza los servicios auxiliares, sino también cómo identificar correctamente la causa física y económica que originó su utilización. Desde esta perspectiva, la metodología de asignación de costos debe evaluarse a la luz de principios regulatorios ampliamente reconocidos, independientemente del modelo de mercado específico adoptado por un país. Respuesta: Se aclara al opositor que lo cuestionado en relación a la metodología de asignación de costos, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. 2. Principio de costo-causalidad. El principio de costo-causalidad constituye probablemente el criterio más importante en la asignación de costos dentro de los mercados eléctricos. Este principio establece que los costos deben ser asumidos por aquellos agentes cuya actuación genera efectivamente la necesidad del servicio que se remunera. En otras palabras, la asignación de costos debe guardar una relación directa entre la conducta del agente del mercado, el impacto operativo producido y el costo adicional que dicho impacto ocasiona al sistema eléctrico. En el contexto de los servicios auxiliares, COOPESANTOS R.L. considera que la existencia de una desviación matemática entre el predespacho y el posdespacho no constituye, por sí misma, evidencia suficiente de que el agente del mercado haya provocado un requerimiento adicional de regulación secundaria o terciaria. Para satisfacer el principio de costo-causalidad resulta necesario demostrar que dicha desviación produjo efectivamente una utilización incremental de los servicios auxiliares. Cuando una metodología asigna costos sin establecer dicha relación causal, existe el riesgo de trasladar costos asociados a variaciones normales de operación a eventos cuya responsabilidad corresponde a otros agentes del Sistema Eléctrico Nacional. Respuesta: Se le indica al opositor de lo manifestado en relación con el registro verificable, que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla lo solicitado al indicar que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; y que por su parte el inciso n de este numeral indican que no son sujetas de liquidación las desviaciones autorizadas. En ese sentido se indica que la propuesta de procedimiento contempla entre las desviaciones autorizadas aquella “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN abarca entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. No es posible ni técnicamente correcto o viable realizar un listado de todas las posibles causas no atribuibles al generador. 3. Principio de proporcionalidad. La regulación económica también exige que exista proporcionalidad entre la magnitud del evento, el impacto producido y el costo asignado. Este principio impide que diferencias de muy pequeña magnitud, propias del comportamiento normal del sistema eléctrico, reciban el mismo tratamiento regulatorio que desviaciones capaces de comprometer la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. Por esta razón, numerosos operadores en el mundo incorporan bandas de tolerancia, umbrales mínimos, márgenes de error de medición y procesos de conciliación, donde el objetivo no consiste en eliminar la responsabilidad de los participantes, sino en evitar que diferencias sin relevancia operativa produzcan señales económicas distorsionadas en detrimento del agente del mercado y del usuario final. Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación se debe gestionar mediante los servicios auxiliares. En consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia o metodologías específicas para determinadas tecnologías, basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, como ya se ha mencionado en respuestas anteriores, las desviaciones originadas por situaciones expresamente autorizadas por el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM) ya se encuentran contempladas en el inciso m) de la sección 4.1.1 de la propuesta de procedimiento en consecuencia, no se acoge la solicitud de establecer un régimen diferenciado haciendo uso de bandas. 4. Principio de eficiencia económica. Todo mecanismo de asignación de costos debe generar incentivos económicamente eficientes; en particular, debe incentivar que los participantes mejoren sus pronósticos, reduzcan desviaciones evitables e inviertan en tecnologías que aporten flexibilidad. Sin embargo, dichos incentivos no deben conducir a la penalización de incertidumbres inevitables ni inducir comportamientos económicamente ineficientes. Una metodología que penaliza cualquier diferencia, independientemente de su origen, puede incentivar pronósticos deliberadamente conservadores, la sobrecontratación de reservas privadas o decisiones operativas e inversiones que se alejan de lo económicamente óptimo para el sistema eléctrico. Respuesta: En referencia a los efectos de una operación flexible y dinámica de la infraestructura el procedimiento al basarse en un esquema de desviaciones por puntos de conexión en lugar de áreas de concesión de redes de distribución, podría inducir a una operación menos eficiente y que en algunos casos podría provocar flujos de energía de maneras menos económicas con repercusiones para el usuario final, y para las mismas empresas distribuidoras, desalentando precisamente aquellas actuaciones que permiten reducir pérdidas, mejorar los indicadores de continuidad así como optimizar el uso de la infraestructura existente. En vista de lo anterior, y en aras de mantener una gestión activa de la red, en el que se eviten prácticas que penalicen indebidamente el uso eficiente de la infraestructura de distribución, y tomando en consideración que con este cambio no existe afectación negativa para ninguna para los prestadores, el OS/OM, o agentes del MEN , se recomienda acoger la posición del oponente y realizar las siguientes modificaciones en el numeral 4.1.1 del Procedimiento de Liquidación de Servicios Auxiliares para que se lea: “[…] i. La asignación de cargos por servicios auxiliares en la liquidación de estos se realizará por agente generador y por área de concesión para distribución de energía eléctrica. El informe de liquidación se le comunicará al prestador del servicio auxiliar mediante el documento: “Liquidación de Servicios Auxiliares” el cual será público. 5. Principio de no discriminación. Las reglas de liquidación deben garantizar igualdad de tratamiento para situaciones físicamente equivalentes. En consecuencia, dos agentes que produzcan exactamente el mismo efecto sobre el sistema deberían recibir un tratamiento regulatorio equivalente. De igual manera, un mismo fenómeno físico no debería generar múltiples asignaciones de costos únicamente por encontrarse representado en distintos puntos de medición. Este principio adquiere especial importancia en sistemas donde una misma empresa desarrolla simultáneamente actividades de generación y distribución o dispone de múltiples puntos de conexión al Sistema Eléctrico Nacional. Respuesta: Se reitera al opositor que en referencia a los efectos de una operación flexible y dinámica de la infraestructura el procedimiento al basarse en un esquema de desviaciones por puntos de conexión en lugar de áreas de concesión de redes de distribución, en aras de mantener una gestión activa de la red, en el que se eviten prácticas que penalicen indebidamente el uso eficiente de la infraestructura de distribución, y tomando en consideración que con este cambio no existe afectación negativa para ninguna para los prestadores, el OS/OM, o agentes del MEN , se recomienda acoger la posición del oponente y realizar las siguientes modificaciones en el numeral 4.1.1 del Procedimiento de Liquidación de Servicios Auxiliares para que se lea: “[…] i. La asignación de cargos por servicios auxiliares en la liquidación de estos se realizará por agente generador y por área de concesión para distribución de energía eléctrica. El informe de liquidación se le comunicará al prestador del servicio auxiliar mediante el documento: “Liquidación de Servicios Auxiliares” el cual será público. 6. Buenas prácticas internacionales. COOPESANTOS R.L. presenta como referencia diversas buenas prácticas internacionales relacionadas con la asignación y liquidación de costos por servicios auxiliares. En el caso de ENTSO-E, señala que los mercados europeos funcionan mediante la figura del Balance Responsible Party (BRP), donde el responsable del balance responde por la posición neta de su portafolio, considerando conjuntamente generación, demanda e intercambios de energía. La liquidación busca reflejar el desbalance neto que el agente introduce al sistema, evitando la doble contabilización de un mismo evento físico. Asimismo, diversos operadores europeos reconocen márgenes derivados de la incertidumbre de medición y mecanismos de conciliación posteriores. Respecto de PJM, indica que este operador supervisa el mercado de servicios auxiliares mediante mercados de regulación y reservas. La asignación de los costos de balance considera el desempeño de los participantes dentro de su posición comercial y operativa, por lo que las pequeñas diferencias asociadas a incertidumbres normales de medición o conciliaciones comerciales no necesariamente producen cargos equivalentes al valor absoluto de cada desviación individual. En relación con CAISO, manifiesta que este operador gestiona un mercado de servicios auxiliares orientado a mantener la estabilidad y confiabilidad de la red, incluyendo productos de regulación y reservas. La liquidación de desequilibrios se basa en posiciones netas de mercado y mecanismos de balance energético, de modo que las desviaciones se evalúan dentro del contexto operativo del sistema y no únicamente como diferencias matemáticas entre la programación y la operación real. Sobre ERCOT, señala que, aunque este sistema liquida los desequilibrios con alta resolución temporal, también reconoce procesos de validación de mediciones y conciliaciones posteriores. La señal económica busca reflejar el costo real del desbalance que el agente introduce al sistema. Finalmente, respecto de los estándares NERC, indica que los estándares asociados al Control Performance Standard y al Disturbance Control Standard constituyen una referencia utilizada por el propio procedimiento sometido a consulta. No obstante, de acuerdo con su percepción, indica que dichos estándares no exigen que el Error de Control de Área permanezca exactamente en cero en todo momento, sino que evalúan el desempeño mediante indicadores estadísticos que reconocen la existencia de variaciones naturales e incertidumbres propias de la operación de sistemas eléctricos interconectados. Considera que esta filosofía resulta consistente con la utilización de criterios de desempeño y no con la penalización automática de cualquier diferencia instantánea. Respuesta: Las referencias internacionales aportadas se valoran como elementos ilustrativos; sin embargo, los diseños de balance, las figuras de responsabilidad y las reglas de liquidación de otros mercados no pueden trasladarse de manera aislada al Sistema Eléctrico Nacional. La propuesta debe ajustarse al AR-RT-SASEN, a la metodología tarifaria y a la organización vigente del mercado costarricense. Dicho esto, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. En cuanto a la utilización de criterios de desempeños, se aclara que la propuesta de procedimiento, el anexo 1 incorpora el cálculo de los indicadores de desempeño CPS1 y CPS2. Se comparte lo señalado por el opositor en cuanto a que dichos indicadores no exigen la eliminación absoluta e instantánea de toda variación en el balance carga-generación. Estos indicadores evalúan estadísticamente el desempeño del área de control: mientras el CPS1 analiza la relación entre el Error de Control de Área (ACE) y las desviaciones de frecuencia, el CPS2 verifica que el ACE permanezca, durante los intervalos evaluados, dentro del límite admisible L10. Por consiguiente, el valor ideal de cero del ACE no debe interpretarse como una exigencia de equilibrio exacto en todo instante ni como fundamento para penalizar automáticamente cualquier diferencia operativa. Lo anterior no impide incorporar precisiones que eviten resultados inconsistentes. En ese sentido, el procedimiento consolida la liquidación por agente generador y por área de concesión de distribución, y excluye las desviaciones autorizadas debidamente documentadas. 7. Implicaciones para la propuesta sometida a consulta pública. Tomando en consideración lo expuesto anteriormente, COOPESANTOS R.L. considera que la propuesta sometida a consulta pública presenta algunos aspectos susceptibles de mejora. En particular, identifica situaciones en las que el mecanismo de construcción del vector de desviaciones podría: • asignar costos sin demostrar una relación directa entre la desviación observada y el uso efectivo de los servicios auxiliares; • contabilizar múltiples veces un mismo fenómeno físico; • trasladar al distribuidor consecuencias derivadas de indisponibilidades del sistema de transmisión; • penalizar variaciones propias del comportamiento normal de la demanda o de la generación renovable; y • apartarse del principio de proporcionalidad al no contemplar márgenes de tolerancia ni criterios explícitos de materialidad. Aclara que lo anterior no implica que la propuesta resulte incompatible con la regulación vigente, sino que existe una oportunidad para fortalecerla mediante la incorporación de mecanismos que permitan distinguir entre la simple existencia de una diferencia matemática y aquellas desviaciones que realmente ocasionan un requerimiento adicional de regulación secundaria o terciaria. Como criterio orientador para el procedimiento, propone incorporar el principio de que la asignación de costos por servicios auxiliares refleje exclusivamente aquellas desviaciones atribuibles al agente del mercado que ocasionen un requerimiento incremental de servicios auxiliares al Sistema Eléctrico Nacional. Asimismo, solicita evitar la doble contabilización de un mismo evento físico y excluir aquellas variaciones originadas por instrucciones del Operador del Sistema, indisponibilidades de instalaciones de transmisión, incertidumbres inherentes a la medición o eventos cuya causalidad no resulte atribuible al agente sujeto de liquidación. Con base en esta fundamentación, presenta cuatro observaciones específicas sobre la propuesta sometida a consulta pública. 7.1. Observación No. 1: Ausencia de margen de tolerancia para la determinación del vector de desviaciones. El procedimiento establece expresamente que no se aplicará margen de tolerancia para las desviaciones de los participantes que consumen los servicios auxiliares, indicando que dicha decisión garantiza una asignación equitativa de costos. No obstante, esta disposición no cuenta con una justificación técnica suficiente dentro del procedimiento ni resulta consistente con las prácticas generalmente utilizadas en los mercados eléctricos internacionales. COOPESANTOS R.L. señala que, en los sistemas eléctricos, las diferencias entre el predespacho y el posdespacho constituyen un fenómeno inherente a la operación normal del sistema y obedecen, entre otros factores, a la incertidumbre propia de los modelos de pronóstico de demanda, la incertidumbre meteorológica, los errores normales de medición, la resolución del predespacho, las variaciones naturales de la demanda y las variaciones propias de la operación de las unidades generadoras. En consecuencia, considera que asumir implícitamente que cualquier diferencia entre el valor programado y el valor real constituye un consumo efectivo de servicios auxiliares carece de una fundamentación técnica explícita, ya que la propia metodología tarifaria aprobada por Aresep establece que el procedimiento deberá definir los márgenes de tolerancia y los parámetros de las desviaciones que no serán consideradas en la liquidación. Sin embargo, el procedimiento sometido a consulta sustituye dicho análisis por una regla de tolerancia igual a cero, sin aportar estudios estadísticos, análisis económicos o benchmarking internacional que justifiquen esa decisión. Como ejemplo, expone el caso de un distribuidor cuya proyección horaria de demanda corresponde a 100 MW y cuya demanda real registrada es de 100,10 MW. Señala que una diferencia de esa magnitud podría encontrarse dentro de la incertidumbre normal de pronóstico o medición, sin existir evidencia de que haya requerido activación adicional de regulación secundaria o terciaria. En ese sentido, considera que la ausencia de un margen de tolerancia puede provocar la asignación de costos sin relación directa con el uso efectivo de los servicios auxiliares, incrementar artificialmente la volatilidad de los cargos, incentivar la elaboración de pronósticos excesivamente conservadores y apartarse del principio de costo-causalidad. Recomendación Se recomienda incorporar una banda de tolerancia técnicamente sustentada y definida con base en un análisis estadístico del error histórico de pronóstico, la incertidumbre de medición y el impacto operativo real sobre el requerimiento de regulación secundaria y terciaria. Respuesta: Se le reitera al opositor que el artículo 3, inciso b), de la Ley 7593 establece el principio de servicio al costo, conforme al cual las tarifas deben contemplar únicamente los costos necesarios para prestar el servicio y garantizar su adecuado desarrollo. Por su parte, el artículo 31 de esa ley dispone que en la fijación tarifaria deben considerarse, entre otros aspectos, la eficiencia económica y el equilibrio financiero de las entidades prestadoras. A partir de estas disposiciones, la metodología tarifaria determina el monto que debe reconocerse por los servicios auxiliares efectivamente prestados y establece la forma de distribuirlo entre los agentes generadores y distribuidores. Para ello, utiliza como criterio las desviaciones horarias entre el predespacho o la proyección de demanda y los valores reales registrados durante el periodo de liquidación. En consecuencia, la desviación no representa una medición directa del servicio auxiliar consumido individualmente por cada agente, sino el parámetro definido por la metodología para distribuir proporcionalmente los costos reconocidos. El numeral 4.4.2 excluye las desviaciones autorizadas que se originen en instrucciones del OS/OM, condiciones del SEN o del SER, restricciones operativas, requerimientos de seguridad y confiabilidad o situaciones de fuerza mayor debidamente documentadas. Por las razones expuestas, se considera que la metodología y el procedimiento contienen reglas suficientes para distribuir los costos y excluir las desviaciones originadas en circunstancias autorizadas o no atribuibles al agente. En consecuencia, se rechaza la petitoria de incorporar una banda general de tolerancia al procedimiento. 7.2. Observación No. 2: Exclusión absoluta de los generadores que prestan servicios auxiliares. La metodología tarifaria vigente establece que, para el cálculo de las desviaciones de generación, se excluyen las desviaciones de las plantas que prestan servicios auxiliares tarifables. COOPESANTOS R.L. considera que dicha disposición tiene sentido cuando la desviación es consecuencia directa de instrucciones emitidas por el Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) para prestar regulación secundaria o terciaria. No obstante, señala que el procedimiento sometido a consulta construye el vector de desviaciones únicamente con los generadores que no aportan regulación secundaria ni terciaria, lo que podría interpretarse como una exclusión absoluta de esos generadores, independientemente del origen de sus desviaciones. Desde el punto de vista regulatorio, considera que ello modifica el alcance previsto por la metodología tarifaria vigente, ya que la exclusión debería aplicarse únicamente a aquellas desviaciones originadas por la prestación efectiva del servicio auxiliar y no a cualquier desviación atribuible al agente. Como ejemplo, expone el caso de una planta asignada para prestar regulación secundaria cuya generación real difiere del predespacho. Señala que, si la reducción de potencia obedece a una instrucción del OS/OM para atender un requerimiento de regulación, resulta razonable excluir la desviación. Sin embargo, cuando la reducción responde a una indisponibilidad propia del generador, dicha desviación no corresponde a la prestación del servicio auxiliar y debería mantenerse dentro del mecanismo de asignación. En ese sentido, indica que el procedimiento actualmente no diferencia entre ambas situaciones. Recomendación Incorporar una disposición que establezca expresamente que únicamente serán excluidas aquellas desviaciones originadas por instrucciones operativas del OS/OM relacionadas con la prestación de servicios auxiliares. Respuesta: La metodología tarifaria identifica de forma separada las desviaciones y las reglas de asignación correspondientes a los agentes generadores y a las empresas distribuidoras. En consecuencia, el procedimiento no puede introducir una compensación general entre ambas actividades ni sustituirlas por una única posición integrada, pues ello modificaría los sujetos y las ecuaciones definidos en la metodología. No obstante, la construcción de los vectores debe utilizar fronteras de medición y fuentes de información consistentes, de manera que una misma medición no sea incorporada dos veces dentro de una misma categoría de asignación. Para distribución, los puntos de retiro se consolidan por área de concesión; para generación, las unidades se consolidan por agente generador. El detalle por punto o unidad se mantiene únicamente para fines de medición, operación y trazabilidad. En conclusión, se recomienda rechazar lo solicitado por el opositor. 7.3. Observación No. 3: Doble contabilización de desviaciones entre generación y distribución. COOPESANTOS R.L. señala que, en empresas que desarrollan simultáneamente actividades de generación y distribución, una misma variación física puede reflejarse dos veces dentro del vector de desviaciones. Explica que ello ocurre cuando una disminución de generación obliga al sistema de distribución a incrementar el retiro de energía desde el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Indica que, en estas circunstancias, la desviación aparece tanto en el punto de inyección del generador como en el punto de retiro del distribuidor, pese a que ambas corresponden a un mismo evento físico. En consecuencia, si ambas desviaciones participan simultáneamente en el vector de asignación de costos, se produciría una doble contabilización y una doble penalización para un único agente. Como ejemplo, expone el caso de una empresa distribuidora con una planta eólica conectada a su propia red, cuya disminución de generación ocasiona un incremento equivalente en el retiro desde el SEN. Considera que, aunque el procedimiento registraría ambas desviaciones de forma independiente, desde el punto de vista del sistema únicamente ocurrió un único evento de desbalance, por lo que la metodología duplicaría la magnitud del fenómeno físico utilizado para repartir los costos. Recomendación Para los agentes que posean generación conectada a su propia red de distribución, el procedimiento debería considerar el intercambio neto con el SEN o establecer mecanismos de compensación que eviten la doble contabilización y la doble penalización. Respuesta: Se indica al opositor que desde la perspectiva tarifaria, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas de la implementación de los servicios auxiliares, pues en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. En conclusión, se recomienda rechazar lo solicitado por el opositor. 7.4. Observación No. 4: Doble contabilización de desviaciones originadas por indisponibilidades del sistema de transmisión. COOPESANTOS R.L. manifiesta que el procedimiento atribuye las desviaciones observadas en cada punto de retiro al agente distribuidor; sin embargo, existen situaciones en las cuales dichas desviaciones son consecuencia directa de indisponibilidades del sistema de transmisión. Explica que, cuando un punto de entrega queda parcial o totalmente fuera de servicio, el distribuidor normalmente realiza maniobras en su red para mantener la continuidad del suministro eléctrico utilizando otros puntos de conexión. Como resultado de estas maniobras, disminuye el retiro en un punto y aumenta en otro, aunque ambas desviaciones responden a un único evento originado en la red de transmisión y ajeno a la gestión y operación del distribuidor. Como ejemplo, presenta el caso de una empresa distribuidora que redistribuye internamente la carga tras la indisponibilidad de uno de sus puntos de retiro. Señala que, bajo el procedimiento propuesto, la misma contingencia generaría dos desviaciones registradas en puntos distintos, pese a que desde el punto de vista del Sistema Eléctrico Nacional únicamente ocurrió un cambio en la ruta de suministro, sin un incremento real en el consumo de servicios auxiliares. Considera que esta situación ocasionaría una doble contabilización de un evento cuya causa no resulta atribuible al distribuidor. Recomendación Incorporar una disposición que establezca que las desviaciones originadas por indisponibilidades del sistema de transmisión, restricciones operativas del transmisor o reconfiguraciones de la red necesarias para mantener la continuidad y estabilidad del servicio sean evaluadas considerando la variación neta del intercambio total entre el distribuidor y el SEN o, alternativamente, sean excluidas cuando su origen no resulte atribuible al distribuido Respuesta: Se reitera al opositor que en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. En conclusión, se recomienda rechazar lo solicitado por el opositor. 11. OPOSICIÓN: COOPERATIVA DE ELECTRIFICACIÓN RURAL DE GUANACASTE R.L. COOPEGUANACASTE R.L 2. Oposición: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste R.L. COOPEGUANACASTE R.L., cédula jurídica 3-004-045202, representada por el señor José Ernesto Acosta Morales, cédula de identidad No. 1-1501-0831, en su condición de Gerente Financiero Observaciones: Presenta escrito No. COOPEGTE GG 133, vía correo electrónico. (visible a folio 799). Notificaciones: Al correo electrónico: gerencia@coopeguanacaste.com A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 1. Sobre la participación en el mercado de servicios auxiliares. “Las centrales hidroeléctricas de COOPEGUANACASTE R.L. pueden contribuir, de manera limitada, a la regulación de frecuencia; sin embargo, su capacidad instalada y sus características operativas no permiten asumir obligaciones de regulación secundaria o terciaria en condiciones equivalentes a las de unidades diseñadas específicamente para tales fines. Adicionalmente, dichas centrales no cuentan con capacidad de arranque en negro, por lo que imponerles responsabilidades o cargos sin reconocer tales limitaciones técnicas podría generar una afectación desproporcionada y contraria al principio de razonabilidad regulatoria.” Respuesta: La regulación de los servicios auxiliares tiene un amplio antecedente, pues desde la Ley N° 9004, Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER), se estipularon las obligaciones de la Aresep entre otros, dentro de dicho mercado, a partir las cuales participa como regulador del sector eléctrico nacional. Asimismo, a partir del artículo 12 de la Ley N° 9004, que reformó el artículo 32 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, aprobado mediante la Ley N° 7848, se dispuso que es compromiso de los gobiernos realizar las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional. Dicha armonización toma en consideración la normativa regional y nacional, como parte de la normativa regional está el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), resolución CRIE 09-2005, del 15 de diciembre de 2005, Libro 1, según el cual, se define lo que es un servicio auxiliar regional, los requisitos para la prestación de dicho servicio, la supervisión respectiva, requerimientos y la coordinación que debe existir entre otros. Dado lo anterior, la Aresep cumpliendo con su obligación como ente regulador de Costa Rica, procedió con el dictado de la resolución RJD-036-2013 del 22 de mayo del 2013, mediante la cual aprobó el "Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central", que define los servicios auxiliares para Costa Rica. De la misma forma, la Aresep dictó la resolución RJD-006-2014, del 19 de febrero de 2014, mediante la cual aprobó el “Reglamento de detalle de desarrollo de los procesos comerciales, operativos y de planificación de la armonización regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Regional" , mediante el cual dispuso en lo que interesa, que el OS/OM presentaría a la Aresep una propuesta de metodología de cálculo de los servicios auxiliares y procedimiento de asignación de los servicios auxiliares a los agentes del MEN (artículo 142). Y con respecto a la liquidación de los servicios auxiliares dispuso: “

Artículo 144

Liquidación de servicios auxiliares prestados por terceros. El OS/OM deberá de liquidar las reasignaciones de los servicios auxiliares en el caso que algún Agente no pueda brindarlos y estos sean suministrados por un tercero, considerando la aplicación del procedimiento para la asignación de los servicios auxiliares correspondiente. El producto de la cantidad por la tarifa emitida por la ARESEP, será el monto que reflejará la liquidación entre los Agentes como cargos y abonos en el DTEN.

Artículo 150

Elaboración de Procedimientos, Normas y Metodologías para la regulación del MEN. El OS/OM deberá elaborar los procedimientos, normas y metodologías para regular el Mercado Eléctrico Nacional que solicite la ARESEP y presentarlos para la aprobación por parte de este Ente Regulador. " (...) Con base en lo anterior, la Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer: “1. ALCANCE Esta metodología tarifaria establece la forma en que se van a tarifar los servicios auxiliares definidos en la resolución RE-0140-JD-2019 “Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)”. Según la AR-RT-SASEN son servicios auxiliares obligatorios de brindar por parte de los agentes del MEN: 1) Control de frecuencia e intercambios de energía 2) Control de tensión 3) Arranque en negro 4) Desconexión de cargas Mientras que es un servicio auxiliar de carácter voluntario la demanda interrumpible. La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes. Por lo que las tarifas que se definan con base en esta metodología no serán sujetas a la especulación de los agentes y usuarios del MEN, sino que se pagarán solamente si los servicios auxiliares son requeridos por el OS/OM para cumplir con los criterios de seguridad operativa y los CCSD, para prevenir el colapso del SEN o para recuperar el SEN en caso de una contingencia, con colapso parcial o total del sistema. Por las razones indicadas en la justificación, se excluyen del pago de tarifas de servicios auxiliares los siguientes: regulación primaria para control de frecuencia, control de tensión, arranque en negro y desconexión de cargas. Por lo tanto, la metodología tarifaria contempla la remuneración para los servicios auxiliares de: control de frecuencia e intercambios de energía asociado a la regulación secundaria y regulación terciaria; así como demanda interrumpible, tal y como se detallará. Adicionalmente, algunas de las tarifas se basan en la tarifa promedio del sistema de generación de las empresas distribuidoras, considerando que la tarifa del ICE-Generación ya contempla los costos de la compra de generación a las plantas de generación privada. Además de lo indicado, tampoco se considera por separado esas tarifas de generación privada, ya que en la actualidad varios de los modelos tarifarios establecen bandas de tarifas, no tarifas únicas, lo que imposibilita la determinación de un precio en específico. Asimismo, en el caso de las liquidaciones, se considera que todos los agentes generadores y distribuidores, que tengan desviaciones en la generación real respecto de los predespachos, de conformidad con lo que establezca el Reglamento y procedimientos que apruebe la ARESEP para Servicio Auxiliares, deberán pagar por los servicios auxiliares brindados por los agentes del SEN. (…)” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumó al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Bajo dicha lógica, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. 2. Sobre el predespacho y la ausencia de bandas de tolerancia. “De la propuesta se desprende que no se prevé una banda de tolerancia aplicable al predespacho de los generadores renovables. Esta omisión resulta técnicamente inconveniente, debido a que la generación renovable está sujeta a variaciones asociadas a condiciones hidrológicas, climáticas, restricciones operativas, indisponibilidades de red o instrucciones del operador del sistema. En consecuencia, se solicita incorporar una banda de tolerancia objetiva, previamente definida y verificable, que evite penalizar desviaciones que no sean imputables al generador o que respondan a condiciones propias de la operación del Sistema Eléctrico Nacional.” Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación forma parte de las condiciones operativas que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares. En consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia o metodologías específicas para determinadas tecnologías, basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, el inciso m) de la sección 4.1.1 de la propuesta de procedimiento contempla entre las desviaciones autorizadas aquella “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN abarca entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras no imputables al generador. 3. Sobre los sistemas de almacenamiento de energía en baterías. “Resulta necesario que el procedimiento reconozca expresamente el valor operativo de los sistemas de almacenamiento de energía en baterías —BESS, por sus siglas en inglés— cuando estos permanezcan disponibles en condición de reserva o respaldo operativo. La disponibilidad de almacenamiento en espera puede cumplir una función equivalente a la reserva rodante para efectos de regulación secundaria, por lo que corresponde valorar un esquema de compensación que refleje su aporte a la seguridad, confiabilidad y flexibilidad del sistema.” Respuesta: Se aclara al opositor que el reglamento AR-RT-SASEN (RE-0140-JD-2019 y sus reformas) así como los procedimientos asociados aprobados mediante la resolución RE-0003-RG-2024 del 8 de enero de 2024 publicados en El Alcance N°92 a La Gaceta N°85 del 14 de mayo de 2024 establecen los mecanismos mediante de habilitación para la prestación de servicios auxiliares. El esquema de compensación de los servicios auxiliares está establecido en la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aprobada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas. 4. Sobre la trazabilidad de desviaciones autorizadas y limitaciones operativas. “Si bien la propuesta contempla excluir de la liquidación aquellas desviaciones instruidas por el operador del sistema por razones de seguridad operativa, restricciones de red, limitaciones de generación, fuerza mayor u otras causas justificadas, el registro de tales eventos no debe quedar exclusivamente bajo control unilateral del operador. Por razones de debido proceso, transparencia y defensa técnica, se solicita establecer un registro auditable, trazable y bidireccional, con acceso oportuno para el generador, así como un mecanismo formal para solicitar la reclasificación de una desviación como autorizada, con plazos, requisitos y criterios previamente definidos.” Respuesta: Se le indica al opositor que el inciso m del numeral 4.1 de la propuesta de procedimiento contempla que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”, por lo que se encuentra contemplado ya que sea trazable, e informado a los agentes. Así mismo, adicionalmente, la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. Sin perjuicio de lo anterior, el agente podrá objetar y solicitar la rectificación de las desviaciones, aspecto que ha sido aclarado en la propuesta de procedimiento. 5. Sobre el punto de medición para la cuantificación. “La cuantificación de las desviaciones debe realizarse en el punto de medición oficial de cada central, de forma que exista correspondencia técnica y jurídica con la medición utilizada para efectos de facturación. Utilizar un punto distinto podría generar inconsistencias, duplicidades o diferencias no atribuibles al generador, afectando la certeza del cálculo y la confiabilidad de la liquidación.” Respuesta: Se aclara al opositor que el procedimiento establece claramente en su numeral 4.6.4 inciso b que “el vector de control contiene los datos de la medición comercial oficial correspondiente de los puntos de inyección y retiros correspondientes al vector de referencia.” Siendo la medición “comercial oficial” la que debe ser utilizada para aspectos tarifarios de acuerdo con el cuerpo normativo de la Aresep. Sobre la necesidad de un periodo de transición. “Se solicita que, previo a la aplicación efectiva de cargos o liquidaciones, se establezca un periodo de transición sin efectos económicos reales, durante el cual los agentes puedan validar la metodología, contrastar resultados, calibrar pronósticos, adecuar sistemas de información y formular observaciones técnicas. Este periodo permitiría reducir riesgos de implementación, fortalecer la calidad de los datos y garantizar que la liquidación definitiva se aplique sobre bases objetivas, verificables y comprendidas por todos los agentes involucrados.” Respuesta: Se indica al opositor que, si bien se da la aprobación del procedimiento de liquidación, la aplicación por primera vez deberá estar antecedida por la definición de las tarifas respectivas, lo que indica que, una vez vigente el procedimiento de liquidación, éste no podría aplicarse hasta que se realice el procedimiento de fijación tarifaria y haya transcurrido el mes de vigencia de dichas tarifas. Ello amerita un espacio temporal oportuno para que el opositor pueda atender previamente los aspectos que expone al solicitar el transitorio, dado que el procedimiento de fijación tarifaria ni siquiera ha dado inicio y apenas se está tramitando el procedimiento en cuestión. 12. OPOSICIÓN: HIDROELÉCTRICA CAÑO GRANDE S.A., 3. Oposición : Hidroeléctrica Caño Grande S.A., cédula jurídica No. 3-101-117981, representada por el señor José Alberto Rojas Rodríguez, cédula de identidad No. 2-0279-0612, en su condición de Representante Legal. Observaciones: Presenta escrito vía correo electrónico. (visible a folios 800). Notificaciones: al fax 2460-9100, Apartado 400-4400 Ciudad Quesada, y el correo electrónico: hidros@ice.co.cr A continuación, el resumen de la oposición presentada, así como la repuesta a los argumentos expuestos: 2.1 Necesidad de que Aresep ejerza una revisión técnica y regulatoria sustantiva, no meramente formal Indica el opositor que la propuesta sometida a consulta pública tiene su origen en un documento remitido por el ICE/DOCSE Procedimiento de Liquidación de los Servicios Auxiliares de Regulación Secundaria y Terciaria bajo el Modelo Simplificado y que ese concepto de “simplificado” no aparece definido en el reglamento ni metodología tarifaria, por lo cual solicita aclarar si se está aprobando un procedimiento general o etapa simplificada, transitoria o parcial. Así mismo señala que la propuesta elimina la referencia a “modelo simplificado” y que “ARESEP debe incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta” Respuesta: En primer término, es importante señalarle al opositor que Aresep no se limita a “recibir, ordenar y someter a consulta la propuesta del OS/OM”, como lo intenta erróneamente exponer, por el contrario, Aresep en el ejercicio de sus potestades realiza una revisión técnica y regulatoria de toda propuesta, realiza los cambios y ajustes que considere necesario y toma decisión si corresponde someter a aprobación la propuesta recibida y ajustada. Se denota por parte del opositor la errónea comprensión de los procesos regulatorios y de las potestades reglamentarias de este ente regulador, tal como se expone en la premisa que planteada de “incorporar al expediente una matriz de cambios que compare la propuesta original del ICE/DOCSE-CENCE con el texto sometido a consulta”, pues parte de una interpretación que no se desprende del procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora ni del marco jurídico aplicable. El Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), aprobado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, dispone que el Operador del Sistema y Operador del Mercado (OS/OM) elabore y presente las propuestas de procedimientos técnicos para su aprobación por parte de la Aresep (Artículo 28). Asimismo, la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), aprobada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, establece que para el procedimiento de liquidación el OS/OM propondrá a la ARESEP el mismo bajo los términos del reglamento AR-RT-SASEN (Apartado 4). Ninguna de las dos disposiciones implica que se deba someter a consulta o aprobar dichas propuestas en los mismos términos en que fueron presentadas. De conformidad con las competencias conferidas por la Ley N° 7593, corresponde a la Autoridad Reguladora ejercer la potestad regulatoria sobre los servicios públicos bajo su competencia, incluyendo la emisión de la normativa técnica y regulatoria necesaria para garantizar su adecuada prestación (artículo 25). Dicha potestad comprende no solo la aprobación de reglamentos, metodologías tarifarias y procedimientos, sino también, la valoración integral de las propuestas sometidas a su conocimiento, su modificación, complementación o ajuste cuando ello resulte necesario para asegurar su conformidad con el ordenamiento jurídico, los principios regulatorios y el interés público. En ese sentido, las propuestas elaboradas por el OS/OM constituyen un insumo técnico para el proceso regulatorio, mas no un texto vinculante cuya aprobación deba realizarse de forma íntegra. La competencia normativa corresponde exclusivamente a la Aresep, quien debe ejercer un análisis técnico, jurídico, económico y regulatorio independiente, antes de emitir el acto administrativo definitivo. Precisamente, el ejercicio de esa potestad implica la posibilidad y la obligación de introducir las modificaciones que estime pertinentes para garantizar la legalidad, razonabilidad, proporcionalidad y coherencia del procedimiento con el marco regulatorio vigente En consecuencia, el hecho de que el texto sometido a consulta pública difiera de la propuesta originalmente presentada por el ICE/DOCSE no constituye una irregularidad ni evidencia la existencia de un procedimiento distinto al previsto reglamentariamente; por el contrario, refleja el ejercicio de la función reguladora atribuida a la Aresep, la cual comprende la revisión crítica de las propuestas técnicas recibidas y su adecuación antes de someterlas al proceso de participación ciudadana y, posteriormente, a su eventual aprobación. Respecto a la observación relacionada con la referencia al denominado "modelo simplificado", debe indicarse que dicha expresión corresponde a la denominación utilizada por el proponente al remitir el documento a esta Autoridad Reguladora; sin embargo, esa denominación no constituye una categoría jurídica prevista en el Reglamento técnico AR-RT-SASEN, ni genera efectos normativos por sí misma. En el ejercicio de sus competencias regulatorias, Aresep valoró el contenido técnico de la propuesta y elaboró el texto sometido a consulta pública con la estructura, alcance y contenido que estimó compatibles con el marco regulatorio aplicable, eliminando referencias que no resultaban necesarias para la regulación que finalmente se propone aprobar, la cual no es transitoria ni de aplicación parcial, esto sin detrimento de los ajustes que en el ejercicio de sus funciones regulatorias puedan realizarse a futuro como parte del ejercicio de mejora continua que practica la ARESEP. Asimismo, no resulta jurídicamente exigible incorporar al expediente una matriz comparativa entre la propuesta presentada por el OS/OM y el texto sometido a consulta pública como condición para la validez del procedimiento regulatorio en desarrollo. El deber de motivación del acto administrativo consiste en exponer las razones técnicas, jurídicas y regulatorias que sustentan el texto finalmente sometido al procedimiento de participación ciudadana y, posteriormente, el acto final que llegue a adoptarse. La normativa aplicable no impone la obligación de documentar cada modificación introducida respecto de la propuesta inicial, ni de justificar individualmente la exclusión o incorporación de cada disposición sugerida por el proponente. Finalmente, debe señalarse que el procedimiento de consulta pública tiene precisamente como finalidad que los interesados formulen observaciones sobre el texto regulatorio elaborado por la Autoridad Reguladora, el cual constituye la propuesta oficial sometida a valoración pública. Las observaciones recibidas durante dicho proceso son posteriormente analizadas por Aresep como parte del expediente administrativo, en cumplimiento de los principios de transparencia, participación ciudadana, motivación y debido proceso que rigen la función regulatoria. Por las razones expuestas, no se considera procedente la solicitud planteada por el opositor, toda vez que el procedimiento seguido por esta Autoridad Reguladora se ajusta a las competencias conferidas por la Ley N° 7593 y al marco regulatorio vigente, dentro del cual, Aresep ejerce de manera plena su potestad para revisar, modificar, complementar y aprobar las propuestas regulatorias sometidas a su conocimiento, sin que exista obligación legal de reproducir íntegramente el texto originalmente presentado por el OS/OM. 2.2 Sobre la improcedencia de trasladar al generador costos por servicios auxiliares 2.2.1 Ley y el Reglamento AR-RT-SASEN no establecen cargos directos al generador privado Argumenta el opositor que no existe en la Ley N° 7593, alguna disposición que permita convertir el costo de la regulación secundaria y terciaria en un cargo económico directo, general e incondicionado contra el generador privado al margen de la tarifa aprobada y el precio contractual. Señala que el procedimiento de liquidación en trámite no puede crear, por sí solo, una obligación patrimonial nueva que no esté prevista ni habilitada por la ley o por el reglamento técnico aplicable. Indica que una metodología o procedimiento no pueden sustituir la ausencia de una regla legal o reglamentaria que defina al generador como obligado directo al pago de estos costos sistémicos. Asimismo, indica: “parte de la premisa de que muchos costos de servicios auxiliares ya se encuentran incorporados en las tarifas vigentes de generación, transmisión y distribución, por lo que el objetivo regulatorio debe ser transparentar, separar y evitar la doble contabilización de esos costos. En esa misma línea, la Metodología reconoce que, para la realidad costarricense, estos costos pueden ser trasladables a la demanda. Por tanto, la propia Metodología refuerza que el costo de los servicios auxiliares es sistémico y tarifario, no un costo propio no reconocido que pueda imponerse directamente al generador privado al margen de su contrato” El resaltado es del original. Finalmente, el opositor también indica que muchos de los costos que se generan por la prestación de servicios auxiliares se encuentran incorporadas en las tarifas vigentes de los sistemas de generación, transmisión y distribución, por lo que el objetivo regulatorio es separar y transparentar estos costos y así evitar la doble contabilización. Respuesta: La regulación de los servicios auxiliares tiene un amplio antecedente, pues desde la Ley N° 9004, Segundo Protocolo al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER), se estipularon las obligaciones de la Aresep entre otros, dentro de dicho mercado, a partir las cuales participa como regulador del sector eléctrico nacional. Asimismo, a partir del artículo 12 de la Ley N° 9004, que reformó el artículo 32 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, aprobado mediante la Ley N° 7848, se dispuso que es compromiso de los gobiernos realizar las acciones necesarias para armonizar gradualmente las regulaciones nacionales con la regulación regional. Dicha armonización toma en consideración la normativa regional y nacional, como parte de la normativa regional está el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), resolución CRIE 09-2005, del 15 de diciembre de 2005, Libro 1, según el cual, se define lo que es un servicio auxiliar regional, los requisitos para la prestación de dicho servicio, la supervisión respectiva, requerimientos y la coordinación que debe existir entre otros. Dado lo anterior, la Aresep cumpliendo con su obligación como ente regulador de Costa Rica, procedió con el dictado de la resolución RJD-036-2013 del 22 de mayo del 2013, mediante la cual aprobó el "Reglamento de Armonización Regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico de América Central", que define los servicios auxiliares para Costa Rica. De la misma forma, la Aresep dictó la resolución RJD-006-2014, del 19 de febrero de 2014, mediante la cual aprobó el “Reglamento de detalle de desarrollo de los procesos comerciales, operativos y de planificación de la armonización regulatoria entre el Mercado Eléctrico Nacional y el Mercado Eléctrico Regional" , mediante el cual dispuso en lo que interesa, que el OS/OM presentaría a la ARESEP una propuesta de metodología de cálculo de los servicios auxiliares y procedimiento de asignación de los servicios auxiliares a los agentes del MEN (artículo 142). Y con respecto a la liquidación de los servicios auxiliares dispuso: “

Artículo 144

Liquidación de servicios auxiliares prestados por terceros. El OS/OM deberá de liquidar las reasignaciones de los servicios auxiliares en el caso que algún Agente no pueda brindarlos y estos sean suministrados por un tercero, considerando la aplicación del procedimiento para la asignación de los servicios auxiliares correspondiente. El producto de la cantidad por la tarifa emitida por la ARESEP, será el monto que reflejará la liquidación entre los Agentes como cargos y abonos en el DTEN.

Artículo 150

Elaboración de Procedimientos, Normas y Metodologías para la regulación del MEN. El OS/OM deberá elaborar los procedimientos, normas y metodologías para regular el Mercado Eléctrico Nacional que solicite la ARESEP y presentarlos para la aprobación por parte de este Ente Regulador. " (...) Con base en lo anterior, la Aresep también procedió a dictar en el año 2014 la Norma Técnica: Planeación, Operación y Acceso, al Sistema Eléctrico Nacional AR-NT-POASEN, derogada por la resolución RE-0030-JD-2026 del 22 de abril de 2026 -vigente- que dispuso una nueva versión de la norma como un Reglamento Técnico, mediante la cual, se continuó desarrollando el marco normativo en torno a los servicios auxiliares, disponiendo, en lo que interesa: “ Artículo 34. Servicios auxiliares Conforme con los estudios que el OS efectúe en concordancia con la regulación nacional y regional, todos los agentes de MEN y los abonados conectados en alta tensión están en la obligación de brindar, de acuerdo con sus características operativas y tecnológicas, los servicios auxiliares de acuerdo con las necesidades del SEN y según lo establecido en el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el SEN (AR-RT-SASEN), los procedimientos establecidos y otras regulaciones técnicas de este reglamento. Los PDER podrán brindar servicios auxiliares siempre y cuando cumplan con los criterios y requisitos establecidos en este reglamento. Todas las empresas distribuidoras, a requerimiento del OS, y bajo las condiciones que este establezca y someta a conocimiento de los agentes del MEN, deben proveer los servicios auxiliares de control de tensión y frecuencia mediante la desconexión automática o manual de carga, control de tensión mediante reguladores de tensión, condensadores, bobinas y otros transformadores, en adición a lo establecido en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y adicionalmente deben efectuar el monitoreo y supervisión en tiempo real de la generación activa y reactiva agregadas (total) de todos los agentes del MEN y abonados con Recursos Energéticos Distribuidos conectados a la red de distribución por circuito. Los derechos y obligaciones de los agentes del MEN y el OS con respecto a los servicios auxiliares serán parte del Contrato para el control, supervisión y operación integrada, que establezca el Operador, conforme al artículo 75 Requisitos previos a la habilitación de la conexión al SEN, inciso c. de este reglamento técnico. Los precios y tarifas por la prestación de estos servicios serán fijados por la Autoridad Reguladora conforme con la Ley ? 7593 y la metodología tarifaria correspondiente. Artículo 80. Venta de servicios auxiliares y costos de operación La venta de servicios auxiliares por parte de los agentes del MEN se efectuará conforme con los procedimientos de asignación que efectúa el OS a los precios y tarifas que establezca la ARESEP, los cuales son de carácter público. Los costos de operación de estos servicios formarán parte de los cargos de control, supervisión y operación integrada que establezca la Autoridad Reguladora, y que deberán de cancelar los agentes del MEN al OS.” Partiendo del marco normativo que se viene describiendo, la Aresep dictó el Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019, cuyo alcance particular fue el siguiente: “ Artículo 2. Alcance Este reglamento técnico establece las condiciones técnicas y operativas generales bajo las cuales se planeará, habilitará, asignará, supervisará y operará en tiempo real los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Su aplicación es obligatoria para todos los Agentes del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) en adelante agentes, para el Operador del Sistema y Operador de Mercado (OS/OM) del SEN y para todo prestador de servicios auxiliares en adelante prestador, según corresponda. En detalle contemplará lo siguiente: 1) Establecer los derechos, obligaciones y responsabilidades para el OS/OM en lo que se refiere al despacho centralizado, planeamiento operativo, coordinación y operación en tiempo real respecto a los servicios auxiliares del SEN, y la coordinación con el Ente Operador Regional (EOR) del Mercado Eléctrico Regional (MER) en lo que corresponde a servicios auxiliares regionales, con el objetivo de mantener los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSD) del servicio. 2) Establecer los derechos, obligaciones, y requerimientos para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. 3) Establecer la obligación de suministro de información para todos los Agentes, el OS/OM y a todo prestador. Para efectos de este reglamento técnico, los servicios auxiliares son los siguientes: control de frecuencia e intercambios de energía, control de tensión, arranque en negro, demanda interrumpible y desconexión de cargas.” Definidas las obligaciones y derechos de todos los participantes en la prestación de los servicios auxiliares, la Aresep procedió con el dictado de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, cuyo alcance si bien, está relacionado con los servicios públicos, es de naturaleza tarifaria, al establecer: “1. ALCANCE Esta metodología tarifaria establece la forma en que se van a tarifar los servicios auxiliares definidos en la resolución RE-0140-JD-2019 “Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN)”. Según la AR-RT-SASEN son servicios auxiliares obligatorios de brindar por parte de los agentes del MEN: 1) Control de frecuencia e intercambios de energía 2) Control de tensión 3) Arranque en negro 4) Desconexión de cargas Mientras que es un servicio auxiliar de carácter voluntario la demanda interrumpible. La prestación de los servicios auxiliares no es indiscriminada, no se presta en el momento y forma que decidan los agentes del MEN y usuarios, sino que está supeditada a la necesidad del SEN y a lo instruido por el OS/OM en coordinación con los agentes que correspondan. Esto quiere decir que, las decisiones de cuándo prestar un servicio auxiliar y cuánto es requerido, las realiza el OS/OM con base en la operación del sistema eléctrico nacional, no los agentes. Por lo que las tarifas que se definan con base en esta metodología no serán sujetas a la especulación de los agentes y usuarios del MEN, sino que se pagarán solamente si los servicios auxiliares son requeridos por el OS/OM para cumplir con los criterios de seguridad operativa y los CCSD, para prevenir el colapso del SEN o para recuperar el SEN en caso de una contingencia, con colapso parcial o total del sistema. Por las razones indicadas en la justificación, se excluyen del pago de tarifas de servicios auxiliares los siguientes: regulación primaria para control de frecuencia, control de tensión, arranque en negro y desconexión de cargas. Por lo tanto, la metodología tarifaria contempla la remuneración para los servicios auxiliares de: control de frecuencia e intercambios de energía asociado a la regulación secundaria y regulación terciaria; así como demanda interrumpible, tal y como se detallará. Adicionalmente, algunas de las tarifas se basan en la tarifa promedio del sistema de generación de las empresas distribuidoras, considerando que la tarifa del ICE-Generación ya contempla los costos de la compra de generación a las plantas de generación privada. Además de lo indicado, tampoco se considera por separado esas tarifas de generación privada, ya que en la actualidad varios de los modelos tarifarios establecen bandas de tarifas, no tarifas únicas, lo que imposibilita la determinación de un precio en específico. Asimismo, en el caso de las liquidaciones, se considera que todos los agentes generadores y distribuidores, que tengan desviaciones en la generación real respecto de los predespachos, de conformidad con lo que establezca el Reglamento y procedimientos que apruebe la ARESEP para Servicio Auxiliares, deberán pagar por los servicios auxiliares brindados por los agentes del SEN. (…)” Dictada dicha metodología tarifaria, se sumaron al marco normativo los procedimientos técnicos establecidos en el artículo 28 del Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y por último resulta necesario dictar el procedimiento de liquidación relativo al apartado 4 de la metodología tarifaria dicha. Como puede notarse, se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). Tomando esto en consideración, se repite que la normativa en común a respetar al emitir cada instrumento regulatorio señalado, sin perjuicio de la complementariedad entre ellos, es la Ley N° 7593 y su reglamento, además de otra normativa aplicable (Ley N° 7200), las cuales son normas de carácter especial para la regulación de los servicios públicos en general (Ley N° 7593) y para la regulación de la generación privada como servicio público (Ley N° 7200), pero ninguna puntualiza el tratamiento de la prestación de servicios auxiliares inmerso en dicho entorno de prestación del servicio público. Nótese que la Ley N° 7593, está destinada a la definición de las competencias regulatorias de la Aresep sobre todos los servicios públicos regulados, en virtud de las cuales, este ente regulador actúa en la ejecución de sus diversas potestades, por ejemplo, al emitir instrumentos regulatorios. No se trata de una ley que puntualmente especifique aspectos propios de algún servicio público regulado, sino que dispone de forma general los principios regulatorios bajo los cuales se debe regular, siendo de discreción técnica pero sustentada, la definición en cada caso particular, de la forma en que se busque cumplir con dichos principios, a través de la normativa que se disponga y aplique. Es precisamente en atención a dichas competencias regulatorias y discrecionalidad técnica, que la Aresep emitió los cuerpos normativos vigentes en relación con los servicios auxiliares, entre ellos, el reglamento técnico y la metodología tarifaria, previendo las bases de las condiciones técnicas y obligaciones y derechos de los prestadores de estos servicios. Bajo dicha lógica, se estableció en la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. De esta forma la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN, deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado. Por lo anterior no es de recibo el argumento de que la Ley N° 7593 o incluso la Ley N° 7200, puedan contener una norma específica asociada a lo que alega el opositor “que autorice a (sic) convertir ese costo sistémico en un cargo económico directo, general e incondicionado contra el generador privado al margen de la tarifa aprobada y del precio negociado en el contrato vigente.” No es viable considerar que las mencionadas leyes por más que tengan un carácter especial puedan contener la totalidad de las disposiciones aplicables al servicio público de generación privada, o incluso, a algún servicio público regulado, pues se trata de cuerpos normativos de los cuales emanan disposiciones cuyas condiciones puntuales, deben ser determinadas por la Aresep mediante otros cuerpos normativos que emita en complemento. Finalmente, en cuanto a la supuesta duplicación de la contabilización de los costos de los servicios auxiliares en los sistemas de generación, transmisión y distribución, se la indica a el opositor que, la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, específicamente en las cuentas de gastos, ingresos e inversiones, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Además, en los próximos estudios tarifarios ordinarios que presenten las empresas distribuidoras, deberán incluir dentro de la proyección de los años, el gasto por el pago de los servicios auxiliares y en el caso del ICE y cualquier otro prestador de servicios auxiliares deberán rebajar dentro del sistema de generación los gastos y base tarifaria correspondientes al suministro de servicios auxiliares (estos montos deben coincidir con los que se incluyeron en la tarifa de regulación terciaria de frecuencia) y registrar como un gasto el pago de la demanda interrumpible, evitando de esta manera la duplicación a la que se refiere el opositor. 2.2.2 La Metodología sí pretende asignar débitos a generadores, pero no puede hacerlo sin base suficiente en la Ley, el Reglamento y el contrato Señala el opositor que la metodología tarifaria RE-0195-JD-2021, contiene disposiciones que pretenden asignar el pago de los servicios auxiliares del sistema a agente generadores y distribuidores y que ello se extralimita respecto del marco a ejecutar, ya que está subordinado a la Ley N° 7593, Ley N° 7200 y el reglamento técnico AR-RT-SASEN, no pudiendo crear un sujeto obligado ni una obligación patrimonial autónoma si esa obligación no está prevista o suficientemente habilitada en la norma superior. Señala que no existe normativa que contenga la asignación económica como se plantea, en una obligación propia del generador. El reglamento técnico no dispone una obligación de pago general de los generadores y distribuidores por los servicios auxiliares remunerables ni define que tales agentes sean deudores directos de esos costos solo por el hecho de incurrir en desviaciones. Respuesta: Sin perjuicio de la respuesta anterior, se reitera que, tratándose de disposiciones propias del Reglamento técnico de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), dictado mediante la resolución RE-0140-JD-2019 del 26 de noviembre de 2019, publicada en el Alcance N° 238 a La Gaceta N° 279 del 13 de diciembre de 2019 o de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dictada mediante la resolución RE-0195-JD-2021 del 17 de agosto de 2021, publicada en el Alcance N° 169 a La Gaceta N° 173 del 2 de setiembre de 2021 y sus reformas, es necesario advertir que en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Asimismo, se reitera que el alcance de la Ley N° 7593 y Ley N° 7200, no es suficiente para realizar las especificaciones que alude el opositor, y sin las cuales trata de invalidar las competencias regulatorias en sentido amplio que le otorgan a la Aresep, para emitir en otros cuerpos normativos las condiciones técnicas, tarifarias, entre otras que se requieran. Igualmente, se reitera que, entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, existe un efecto de coherencia y complementariedad, mediante el cual se busca la construcción de un marco normativo integral, no se trata de que el reglamento técnico agote desde su finalidad, la diferente finalidad que tiene la metodología tarifaria, pudiendo esta segunda, conforme a su objetivo establecer las disposiciones de naturaleza tarifaria (que no tiene el reglamento técnico) que correspondan. Sin perjuicio de que la propuesta de procedimiento pone en relieve las implicaciones económicas relativas a la prestación de los servicios auxiliares, el opositor debe considerar que se basa en una metodología tarifaria vigente, desarrollada con base en los principios regulatorios de la Ley N° 7593 (principio de servicio al costo, equilibrio financiero), que respeta lo dispuesto en su articulado, incluido el artículo 31, metodología tarifaria sobre la que ya no existe en vía administrativa posibilidad de cuestionamiento. Dicho esto, llama la atención lo indicado por el opositor: “(…) la Metodología no estaría desarrollando el Reglamento, sino ampliándolo materialmente mediante la incorporación de un régimen de débitos no previsto en la regulación técnica.” Con dicho argumento se evidencia no solo, que está cuestionando la metodología tarifaria vigente y firme, y no la propuesta de procedimiento de liquidación sometida a consulta pública, sino también que, no existe un entendimiento de la relación complementaria entre la metodología tarifaria y el reglamento técnico, ya explicada, como parte de un marco normativo integral. Tal aspecto reprochable hacia el opositor se evidencia de nuevo en el siguiente argumento: “Además, la Metodología establece que, para generadores privados, la Intendencia de Energía debe verificar que las adendas contractuales sean eficaces y consignarlo dentro del expediente de refrendo del contrato y sus adendas, a partir de lo cual entrará en vigencia la metodología para esos agentes. Esta previsión es determinante: la propia Metodología no se concibe como autoejecutable frente a generadores privados con contratos vigentes, sino condicionada a la adecuación contractual y a la eficacia de las adendas respectivas. Así, incluso bajo la interpretación más favorable a la validez de la Metodología, su aplicación a generadores privados exige un acto contractual y regulatorio adicional; no basta con el procedimiento de liquidación para imponer directamente el cobro. Esta exigencia confirma que la asignación de débitos a generadores no deriva automáticamente del Reglamento AR-RT-SASEN, sino de una decisión metodológica que debe superar controles de legalidad, compatibilidad contractual, eficacia y refrendo.” El anterior es nuevamente una muestra del mal entendimiento por parte de el opositor, que no asume el espacio de participación ciudadana provisto solo para referirse a la propuesta de procedimiento de liquidación, en el tanto, la demás normativa aplicable ya ha sido debidamente emitida. 2.2.3 Reglamento regula servicios auxiliares al sistema, no un servicio individual prestado al generador Señala el opositor que “el Reglamento no establece una regla expresa que disponga que los generadores privados deban asumir, como cargo económico propio y no reconocido, los costos de regulación secundaria o terciaria.” Insiste en la supuesta extralimitación de la metodología tarifaria en relación con el reglamento técnico, partiendo de que, el reglamento establece el funcionamiento del sistema, pero la metodología tarifaria introduce una regla económica de pago que altera la incidencia patrimonial de los servicios auxiliares. Adiciona que el reglamento técnico, regula los servicios auxiliares como servicios del sistema eléctrico, no como servicios individualizados prestados en beneficio particular del generador. Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues el opositor mantiene una posición de argumentar contra la metodología tarifaria, que hoy pretende instrumentalizar la propuesta de procedimiento en cuando a la liquidación. Nuevamente retoma argumentos que buscan refutar específicamente disposiciones de la metodología tarifaria, sin considerar que dicho instrumento regulatorio no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. 2.2.4 Subsidiariamente, si Aresep insiste en aplicar el cargo, debe asegurar su traslado al precio o tarifa contractual Indica el opositor que el contrato establece que la compra de energía se rige por las tarifas que apruebe la Aresep y que en caso de aprobarse una nueva metodología dicha metodología regirá desde el momento que disponga la resolución respectiva, así mismo que cualquier modificación requerida serán de común acuerdo. Sin embargo, si la Aresep procede generar una obligación económica o débito “la vía correcta es reconocerlo en las tarifas del servicio eléctrico y articularlo con el contrato mediante adenda contractual refrendada”. Además, señala que corresponde a la Aresep velar por el equilibrio financiero de los contratos y que de aprobar la propuesta se tendrá una incidencia en la estructura de costos del generador que no se refleja en el precio contractual. Respuesta: Tratándose de las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, como indica el opositor, la Aresep tomó la debida previsión al disponerse en la metodología tarifaria lo siguiente: “7. IMPLICACIONES CONTRACTUALES Para la implementación y aplicación de la tarifa y liquidación de los servicios auxiliares en el caso de los generadores privados, previamente, debe el Instituto Costarricense de Electricidad proceder a revisar los contratos vigentes para generar las adendas respectivas, en el caso de los contratos preexistentes, con el fin de que se les aplique esta metodología tarifaria, una vez superado el proceso de eficacia de dichas adendas, sin perjuicio de lo que contractualmente decida el ICE en cada caso particular según corresponda.” La necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”. Lo anterior, debido a que se tenía clara la necesidad de que quedaran consignadas contractualmente todas las especificaciones básicas relativas a los servicios auxiliares y a las eventuales implicaciones sobre el negocio pactado entre el ICE y los generadores privados. El ICE, por su parte, tiene dicha responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. Producto de lo anterior, a fin de realizar la verificación correspondiente, esta Intendencia mediante el oficio OF-0664-IE-2026, del 17 del de julio de 2026, le está dando seguimiento a la implementación de parte del ICE del apartado 7 de la metodología tarifaria, a fin de identificar el nivel de avance y cumplimiento de su responsabilidad. Sin perjuicio de lo anterior, es necesario recordarle a el opositor que, a efectos de suscribir una adenda contractual, igual que un contrato, debe tener presente que ambos instrumentos son resultado de una negociación entre las partes interesadas, en este caso el ICE y el generador privado. El resultado de dicha negociación y con ello, el contenido de la adenda o contrato es producto del consenso entre las partes, a partir del cual, finalmente se ven reflejadas las voluntades como una sola plasmada en un mismo documento. Ciertamente, desde la perspectiva tarifaria, previamente, la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine. Las metodologías de generación privada (plantas Solares Fotovoltaicas nuevas: RJD-034-2015 y su reforma, plantas Hidroeléctricas nuevas: RJD-152-2011 y sus reformas, plantas Eólicas nuevas: RJD-163-2011 y sus reformas, plantas Eólicas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas y plantas Hidroeléctricas existentes: RE-0021-JD-2022 y sus reformas) incluyen dentro de las variables para el cálculo de las bandas tarifarias los costos de explotación y la inversión. El costo de explotación se define en las metodologías antes citadas como “el costo anual de explotación representa los costos necesarios para mantener y operar una planta en condiciones normales para nuestro país.” e igualmente la inversión se define como “el costo de inversión representa los costos totales necesarios para construir una planta de generación en condiciones normales para nuestro país”. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE-0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan con los siguientes supuestos (artículo N°32 incisos b), d) y e) y artículo N°31 de la Ley N°7593): • Las erogaciones sean necesarias para la prestación del servicio público. • Los gastos de operación no sean desproporcionados en relación con los gastos de normales de actividades equivalentes. • Las inversiones no sean excesivas para la prestación del servicio público. • Los gastos e inversiones se encuentren debidamente justificados y con la información de respaldo que permita dar trazabilidad a la erogación. Es importante recordar, que el precio de compra por la energía (generada por el generador privado) acordado entre el ICE y el generador, debe estar dentro de los límites de las bandas tarifaras establecidas por la Intendencia. Estas bandas tarifarias son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. De cumplir con los aspectos técnicos y justificativos correspondientes, los costos, gastos e inversiones de los generadores privados que deriven de la implementación de los servicios auxiliares, serán considerados en la definición de la respectiva banda tarifaria, con eventuales efectos sobre los rangos de ésta, banda tarifaria que sería considerada por el generador privado y el ICE para establecer lo que contractualmente corresponda. No obstante lo anterior, definida dicha banda tarifaria en las condiciones antes señaladas y resultando aplicable a la relación contractual que sostengan los generadores privados y el ICE, conforme a la decisión regulatoria de la Aresep al definir este control de fijación tarifaria desde que dispuso la metodología tarifaria aplicable, corresponde a las partes interesadas adoptar, en caso de ser necesario el respectivo proceso de negociación, que les permita decidir los aspectos que resulten necesarios y pertinentes para pactar un negocio contractual acorde al ordenamiento jurídico y a las posibilidades y necesidades de las partes, pactando finalmente el precio contractual que les convenga, siempre que se encuentre dentro de la banda vigente. Lo anterior, resulta aplicable en todos los casos en los cuales los generadores privados y el ICE se vean involucrados en un proceso de suscripción de un contrato o adenda, debiendo incluir la mencionada negociación para llegar a un acuerdo. De esta forma, en el caso de la suscripción de una adenda como resultado de la aplicación del apartado 7 de la metodología tarifaria, no es posible proceder de manera distinta, debiendo el ICE y el generador privado acordar la incorporación de los aspectos que consideren necesarios relativos a la prestación de los servicios auxiliares y si así corresponde, valorar las implicaciones económicas de dicha incorporación en relación con el precio pactado. Por lo explicado no es viable irrumpir en ese espacio de negociación y acuerdo de voluntades entre las partes, dado que se trata de un espacio reservado al consenso entre ellas, ello, claramente, sin perjuicio de las limitaciones obvias que existen, las cuales incluyen el respeto del ordenamiento jurídico, incluyendo la Ley N° 7593, que como regulados las somete a ambas partes al cumplimiento sustentado y demostrado de los principios regulatorios (principio de servicio al costo y equilibrio financiero, entre otros) y con ello a la definición de una tarifa que refleje el respecto de la banda tarifaria vigente y de los principios regulatorios que los rigen. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. 2.2.5 La omisión de reconocimiento tarifario produciría nulidad absoluta y desincentivaría la generación renovable privada Indica el opositor que la propuesta reconoce supuestos en los cuales desviaciones no deben considerarse para efectos de liquidación, confirmando que el débito no puede aplicarse mecánicamente y que cuando la desviación sea consecuencia de una instrucción del operador no existe fundamento para trasladar el costo al generador y solicita se precise que el procedimiento no podrá reducir precio contractual ni imponer cargos no reconocidos en la tarifa. Continúa luego con un tema de nulidad, sin sustento, solicitando además se incorpore una salvaguarda expresa: “los débitos, cargos o pagos derivados de la liquidación de servicios auxiliares de regulación secundaria o terciaria constituyen costos sistémicos de operación del SEN y no podrán trasladarse a generadores privados con contratos vigentes de compraventa de energía aprobados o refrendados por ARESEP como costos propios, directos y no reconocidos. Cuando tales costos no hayan sido considerados en la estructura tarifaria vigente, deberán ser reconocidos en las tarifas del servicio eléctrico aplicable a los usuarios os subsidiariamente, en la tarifa o precio contractual aplicable al generador (…)” Respuesta: En relación con las desviaciones como consecuencia de una instrucción del operador, tal como lo manifiesta el mismo opositor “la propuesta reconoce supuestos en los cuales desviaciones no deben considerarse para efectos de liquidación” y se indica al opositor que este aspecto ya se encuentra contemplado en el inciso n del numeral 4.1 Premisas al indicar que “no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados” En relación con los débitos y cargos tal y como ha sido expuesto en respuestas anteriores, las implicaciones económicas a las que hace referencia el opositor derivan de la aplicación de la metodología tarifaria vigente y a su vez de la normativa preexistente. La propuesta de procedimiento de liquidación deriva de las disposiciones de la mencionada metodología tarifaria según la cual se dispuso en su alcance y apartado 4, diversos aspectos que son los que hoy se busca instrumentalizar mediante el procedimiento en trámite, por ello es inevitable reiterar que los cuestionamientos propios del contenido de la metodología dicha debían ser expuestos en el momento procesal oportuno. A lo anterior, debe adicionarse que tal la propuesta de procedimiento en cuestión busca instrumentaliza la metodología ya aprobada y vigente. Finalmente, resulta medular reiterarle a el opositor que las implicaciones económicas a las que refiere, pueden ser atendidas por la Aresep desde el ejercicio de sus competencias regulatoria al fijar las bandas tarifarias aplicables en cada caso particular, pues en cada estudio tarifario tramitado por la Aresep conforme a la metodología tarifaria que se aplique, será considerada y analizada la información de costos, gastos en inversiones que aporten los generadores privados, con eventuales efectos sobre los rangos de cada banda tarifaria. Ahora bien, tratándose del traslado de dichas implicaciones tarifarias en el caso de los precios contractuales pactados entre el ICE y cada generador privado, la Aresep tiene un ámbito de acción limitado por el respeto al espacio de negociación que puedan realizar ambas partes, no obstante, tal y como se ha indicado, la Aresep advierta las obligaciones de ambos regulados de acatar la Ley N° 7593 y los principios regulatorios de acatamiento ineludible. Se reitera que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. 2.3 La propuesta no debe generar cargos a generadores que no hayan causado desviaciones atribuibles Manifiesta el opositor que la sección 4.6.7 establece la asignación de un monto a pagar a todo generador que no aporte regulación secundaria o terciaria, pero indica la misma debe acotarse que solo se debe pagar cuanto la desviación sea atribuible. Y propone se establezca textualmente: “El débito por servicios auxiliares solo procederá cuando, previa verificación técnica, se determine que la desviación es atribuible única y exclusivamente a la decisión operativa del generador, y no a instrucciones del DESPACHO o restricciones de red.” Respuesta: Sin perjuicio de respuestas anteriores, se reitera que el inciso n del numeral 4.1 Premisas ya contempla que las desviaciones autorizadas; para efectos de lo planteado por el opositor corresponden a las no atribuibles, no son sujetas de liquidación. Siendo que lo solicitado ya se encuentra contemplado y resuelto en el procedimiento propuesto, se rechaza la propuesta de texto. 2 . 4 Necesidad de aclarar el vector de referencia aplicable a generadores bajo contrato ICE Alega el opositor que la redacción del cálculo del vector de desviaciones, específicamente en cuanto al vector de referencia, es insuficiente para generadores como el de su representada ya que le contrato distingue entre el predespacho presentado por Planta y el Programa Oficial de Despacho (POD)publicado por DOCSE, según requerimientos del SEN, además se deben acatar instrucciones de ajuste de despacho y despacho limitado. Por lo manifiesta que le vector de referencia no puede ser el predespacho presentado por el generador si el mismo es modificado por el OS/OM y que la referencia correcta debe ser el POD. Adicionalmente indica que “debe prevalecer el POD para efectos de cálculo de desviaciones, incluyendo sus ajustes, instrucciones, restricciones, condiciones de despacho limitado y anotaciones en tiempo real debidamente documentadas” expresando que de no aclarase podría implicar que sea tratada como desviación cuando se cumplió con instrucciones del OS/OM. Solicita se incluya un anexo con el protocolo de medición síncrona, pues la fala de sincronización en mediciones puede generar diferencias que se imputen incorrectamente como desviaciones. Respuesta: Se aclara al opositor sobre el vector de referencia, que en la sección 4.6.4 inciso a se indica respecto a este vector que “puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM”, eso implica que lo que se debe seguir como predespacho y lo que se valorará para el cálculo de desviaciones en lo que finalmente el OS/OM publique como predespacho. Sin embargo, se procede a realizar la aclaración en dicho inciso para que se lea así (se resalta el cambio): b. El vector de referencia contiene los datos indicados en el predespacho de generación que presentan los generadores que no aportan a la regulación secundaria y terciaria, y que sea finalmente publicado por OS/OM como predespacho, así como las proyecciones de demanda de las empresas distribuidoras. Este vector puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM. Ahora respecto a las desviaciones y ajustes en tiempo real por instrucciones del OS/OM, reitera al opositor que este aspecto ya se encuentra contemplado en el inciso n del numeral 4.1 Premisas 2.5 Desviaciones autorizadas y exclusiones del cálculo de débitos Expresa el opositor que considera correcto que existan exclusiones, pero que las mismas “deben estar asociadas a un registro verificable, a una justificación técnica, a una comunicación oportuna al agente afectado y a un mecanismo de revisión ante el propio OS/OM y, en su caso, ante ARESEP.” Así mismo emite una lista de las desviaciones que considera no deben generar débitos, sustentadas, según indica el opositor, en las disposiciones contractuales que mantiene con el ICE. Respuesta: Se reitera al opositor de lo manifestado en relación con el registro verificable, sin perjuicio de respuestas anteriores, que el inciso m del numeral 4.1.1 contempla lo solicitado al indicar que “Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos”; y que por su parte el inciso n de este numeral indican que no son sujetas de liquidación las desviaciones autorizadas. En ese sentido se indica que la propuesta de procedimiento contempla entre las desviaciones autorizadas aquella “por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER”, siendo que razones de seguridad operativo o confiabilidad del SEN abarca entre otros, desviaciones causadas por terceros, como puede ser la salida de una línea de transmisión, activación de esquemas de baja frecuencia, o indicaciones expresas del OS/OM, entre muchas otras. No es posible ni técnicamente correcto o viable realizar un listado de todas las posibles causas no atribuibles al generador. 2.6 Margen de tolerancia y necesidad de proporcionalidad Manifiesta el opositor que la inexistencia de márgenes de tolerancia podría generar débitos por diferencia mínimas y técnicamente inevitables especialmente en plantas de generación renovables “sujetas a variabilidad hidrológica, restricciones operativas, rampas, medición horaria y ajustes del OS/OM”. Aclara que no se solicita la desviación libre o injustificada, sino que se distinga “entre desviaciones atribuibles y materialmente relevantes, por un lado, y diferencias menores, autorizadas, inevitables o no atribuibles, por otro”. Respuesta: Se aclara al opositor que la finalidad de los servicios auxiliares en un Sistema Eléctrico Nacional no se limita a mantener el balance entre generación y demanda bajo condiciones normales de operación, sino que comprende también la atención de las variaciones e incertidumbres propias de la operación en tiempo real, así como la preservación de la seguridad, confiabilidad y calidad del suministro ante contingencias, restricciones operativas y la variabilidad inherente de los recursos de generación. En este contexto, la variabilidad de la producción asociada a las distintas tecnologías de generación, forma parte de las condiciones operativas que el sistema debe gestionar mediante los servicios auxiliares; en consecuencia, dicha variabilidad no constituye, por sí misma, un elemento que justifique establecer un tratamiento diferenciado dentro del procedimiento de liquidación, pues ello implicaría excluir del mecanismo precisamente una de las condiciones para las cuales los servicios auxiliares son requeridos. En este sentido incorporar márgenes de tolerancia basadas en la variabilidad natural de su recurso primario, introduciría un tratamiento diferenciado que no responde al objetivo de reglamento AR-RT-SASEN ni el de la Metodología tarifaria asociada; debe considerarse, además, que el procedimiento propuesto tiene aplicación general para todos los agentes sujetos al proceso de liquidación y procura mantener criterios homogéneos, independientes de la tecnología de generación utilizada. Por otra parte, como ya se ha mencionado en respuestas anteriores, las desviaciones originadas por situaciones expresamente autorizadas por el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM) ya se encuentran contempladas en el inciso m) de la sección 4.1. Premisas del procedimiento propuesto. 2.7 Necesidad de un mecanismo de revisión previa del Documento de Liquidación Manifiesta el opositor que la propuesta no desarrolla un mecanismo previo para que los generadores revisen y objeten los datos relacionados con el Documento de Liquidación indicando que debe existir una etapa de revisión técnica preliminar ya que “el generador podría quedar expuesto a obligaciones de pago sin haber podido corregir errores.” Propone, además, que la liquidación se entregue con 15 días hábiles de antelación al cobro, pueda ser objetado por el generador y dicho cobro sea suspendido hasta que se resuelva la objeción, así como establecer plazo de 30 días hábiles para que el Aresep o OS/OM de respuesta a la objeción. Respuesta: Se indica al opositor que la propuesta de procedimiento establece en la sección 4.6.9 el mecanismo aplicable para la emisión del Documento de Liquidación, así como los plazos para la facturación y el pago de los servicios auxiliares remunerados. En particular, se dispone que el Documento de Liquidación sea publicado por el OS/OM, tras lo cual, los prestadores de servicios auxiliares cuentan con un plazo de diez (10) días hábiles, contados a partir de dicha publicación, para emitir el documento o factura de cobro, y posteriormente, el agente con posición neta deudora dispone de diez (10) días hábiles adicionales para efectuar el pago. Es decir, que entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento de la obligación de pago transcurre un plazo de hasta veinte (20) días hábiles, período durante el cual los agentes conocen el contenido del Documento de Liquidación dado que es publicado y cuentan con un tiempo razonable para revisar la información contenida en este y, de estimarlo pertinente, formular las gestiones u objeciones que correspondan a efectos de ejercer su derecho de defensa. No se considera oportuno incorporar una etapa adicional de revisión previa del Documento de Liquidación, ni suspender automáticamente la exigibilidad de los pagos mientras se resuelven eventuales objeciones, ya que ello introduciría, innecesariamente, mayor tiempo al desarrollo del proceso de liquidación que afectaría su eficiencia y orden, retrasando la liquidación y el pago de los servicios auxiliares prestados, cuya remuneración debe realizarse en plazos compatibles con la operación continua del Sistema Eléctrico Nacional y la periodicidad mensual de la liquidación establecida en la metodología tarifaria. Asimismo, las controversias que puedan surgir respecto del contenido del Documento de Liquidación, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente y que lleven a eventuales incumplimientos de pago, pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. En ese sentido, el propio numeral 4.6.9 establece que el incumplimiento de las obligaciones derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones de la Ley N° 7593 y el Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), en consecuencia, los agentes conservan plenamente su derecho de formular las objeciones, recursos o reclamaciones que estimen procedentes. Por las razones expuestas, no se considera necesario incorporar un mecanismo específico de revisión previa, plazos adicionales para objetar el Documento de Liquidación, por cuanto como ya se indicó, la propuesta de procedimiento contempla un plazo suficiente entre la publicación del Documento de Liquidación y el vencimiento del pago para dar a conocer la información relativa a cualquier cobro o pago, además de que el ordenamiento jurídico vigente dispone de los mecanismos administrativos idóneos para atender las controversias que eventualmente se susciten respecto de su contenido. 2.8 Compatibilidad con contratos de generación vigentes y ausencia de mecanismo de traslado automático El opositor mantiene la posición en relación con que los contratos vigentes de compraventa de energía y sus adendas no contemplan un mecanismo expreso que permita trasladar al ICE los débitos derivados de la liquidación de los servicios auxiliares ni regulan la asignación de este nuevo costo regulatorio entre las partes. Asimismo, considera que el procedimiento debería aclarar expresamente que su aprobación no modifica la distribución de riesgos pactada en los contratos vigentes ni limita la posibilidad de que los generadores soliciten ajustes, compensaciones o modificaciones contractuales cuando los débitos se originen por instrucciones operativas, restricciones o condiciones imputables al ICE, al OS/OM o al propio Sistema Eléctrico Nacional. Adicionalmente, reitera que los cargos por servicios auxiliares constituyen un costo regulatorio sobreviniente que no fue considerado al momento de negociar los contratos actuales, por lo que, conforme al principio de servicio al costo, dicho costo debería ser reconocido mediante un ajuste tarifario o una adenda contractual que permita su traslado al comprador. Finalmente, manifiesta que la ausencia de un mecanismo para incorporar estos costos podría afectar el equilibrio económico de los contratos vigentes, generando un perjuicio para los generadores privados y potenciales conflictos contractuales y regulatorios. Respuesta: Se reitera lo expuesto en respuestas anteriores respecto a las implicaciones contractuales derivadas de la prestación de los servicios auxiliares para los generadores privados, la Aresep tomó la debida previsión en el numeral 7. Implicaciones Contractuales de la metodología. Así mismo que la necesidad de que el ICE asumiera la responsabilidad de revisar los contratos vigentes suscritos con los generadores privados al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y realizara las adendas que fueran necesarias, fue debidamente estipulada en la metodología tarifaria, con la debida justificación en el apartado “4. Sobre las implicaciones contractuales, en el caso de los generadores privados de la sección “IV. MARCO LEGAL”, responsabilidad establecida desde que la metodología tarifaria fue publicada en el Alcance N°173 a la Gaceta N°169 del 2 de setiembre de 2021, siendo que al día de hoy dicha responsabilidad, al menos de revisión y verificación de las condiciones contractuales, debe encontrarse cumplida y generadas las adendas que considerara necesarias. En relación con el tema tarifario, como se indicó en respuesta anteriores la Aresep tiene un rol activo en cuanto a la valoración y consideración de las implicaciones económicas derivadas para los generadores privados de la implementación de los servicios auxiliares, pues, al realizar la fijación de la banda tarifaria conforme a la metodología tarifaria vigente, serán considerados los costos, gastos e inversiones con posibles efectos sobre los rangos de la banda que se determine, las cuales son actualizadas de oficio de manera anual (hidroeléctricas nuevas en junio, eólicas nuevas en julio, eólicas e hidroeléctricas existentes en octubre) lo que le permite a los generadores privados mantener actualizados sus costos, gastos e inversiones entre otros. En este contexto, los gastos, costos e inversiones en los que tenga que incurrir el generador privado derivado de la implementación de los servicios auxiliares, deben ser registrados dentro de la contabilidad regulatoria que presentan anualmente a la Intendencia de Energía (resolución RE-0060-IE-2021, del 21 de setiembre de 2021) y reconocidos dentro del cálculo para la fijación de la banda tarifaria, siempre y cuando estos cumplan los supuestos establecidos. Como se ha indicado en respuestas anteriores sobre este mismo tema, no es viable irrumpir en ese espacio de negociación y acuerdo de voluntades entre las partes, dado que se trata de un espacio reservado al consenso entre ellas, ello, claramente, sin perjuicio de las limitaciones obvias que existen, las cuales incluyen el respeto del ordenamiento jurídico, incluyendo la Ley N° 7593, que como regulados las somete a ambas partes al cumplimiento sustentado y demostrado de los principios regulatorios (principio de servicio al costo y equilibrio financiero, entre otros) y con ello a la definición de una tarifa que refleje el respecto de la banda tarifaria vigente y de los principios regulatorios que los rigen. Dicho esto, es evidente que las posibles implicaciones económicas sobre el precio contractual vigente, que señala el opositor, referentes a la prestación de los servicios auxiliares, podrían ser consideradas eventualmente en el ámbito de la voluntad de las dos partes involucradas, voluntad que si bien nace de cada parte tampoco es irrestricta, dado el deber de respetar el ordenamiento jurídico regulatorio que les obliga a tomar acuerdos conforme a sus obligaciones como prestadores de un servicio público. Finalmente, se reitera que la propuesta no altera el equilibrio económico de los contratos vigentes ni modifica las obligaciones contractuales existentes, sino que desarrolla el procedimiento técnico requerido por la metodología tarifaria y sus reformas para la liquidación de los servicios auxiliares. Por ello, no se considera procedente incorporar las aclaraciones solicitadas, al tratarse de materias reguladas por otros instrumentos normativos o que corresponden al ámbito de negociación entre las partes contratantes. 2.9 Controles que debe ejercer Aresep Indica el opositor que la propuesta establece de manera general las competencias de supervisión y fiscalización de Aresep, pero que como ICE/DOCSE controla los datos operativos que alimentan la fórmula para el cálculo del ingreso requerido y asignación de débitos, éstos no pueden depender únicamente de cálculos internos del OS/OM sin mecanismos de revisión, trazabilidad y fiscalización. Aresep debe asegurar que el costo base del servicio auxiliar derive de tarifas aprobadas por la Autoridad Reguladora y que las variables operativas utilizadas por el OS/OM estén documentadas, sean auditables y puedan ser objetadas por los agentes afectados. Respuesta: Sobre la propuesta de incorporar al presente procedimiento las obligaciones de supervisión, control y documentación señaladas para el Operador del Sistema y del Mercado (OS/OM), por cuanto estas ya se encuentran reguladas en el marco jurídico y regulatorio aplicable. En particular, las funciones, obligaciones y responsabilidades del OS/OM se encuentran establecidas en el Reglamento de Servicios Auxiliares del Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT SASEN), en la Metodología para la determinación de las tarifas de los servicios auxiliares (RE 0195-JD-2021 y sus reformas), en el Reglamento de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-POASEN) y en las demás disposiciones regulatorias emitidas por la Aresep, las cuales regulan aspectos relacionados con la programación, operación, registro, trazabilidad, documentación y liquidación de los servicios auxiliares. Como se ha indicado en respuesta anteriores se ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que, mediante cada una de las normas antes citadas, se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Asimismo, las potestades de regulación, supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora derivan directamente de la Ley N.° 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, la cual atribuye a la Aresep la competencia para regular la prestación de los servicios públicos y velar por el cumplimiento del ordenamiento jurídico aplicable por parte de los prestadores, confiriéndole además las facultades necesarias para requerir información, realizar inspecciones, verificar el cumplimiento de las obligaciones regulatorias y, de ser procedente, ejercer las potestades sancionatorias previstas en dicha ley. En consecuencia, no resulta necesario reproducir la propuesta de procedimiento obligaciones y competencias que ya se encuentran establecidas en normas de rango superior y en otros instrumentos regulatorios específicos. Debe señalarse, además, que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, sin que ello implique la inexistencia de regulación sobre las funciones del OS/OM a través de las competencias de fiscalización de la Autoridad Reguladora, las cuales se encuentran previstas en el resto del ordenamiento jurídico y regulatorio, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarcan las obligaciones y responsabilidades del OS/OM Valga reiterar que en caso de presentarse algunas controversias que puedan surgir respecto al cumplimiento de las obligaciones del OS/OM, que no hayan sido resueltas por las partes oportunamente pueden ser conocidas y atendidas mediante los mecanismos administrativos previstos en el ordenamiento jurídico de acuerdo con la normativa administrativa y regulatoria vigente. 2.10 El procedimiento constituye un mecanismo de pago más no determina una visión de futuro del mercado eléctrico nacional Indica el opositor que no es claro en el procedimiento propuesto la asignación de ingresos y costos y su vinculación con otras tarifas asociadas a los agentes del SEN ni el objetivo económico que persigue. Manifiesta que la metodología y su procedimiento están creando mecanismos para reconocer servicios que ya prestan recursos del sistema, trasladando costos a agentes por desviaciones, pero no se han modificado otras metodologías tarifarias vinculadas e indica que no se denota en el expediente modificaciones a las resoluciones de contabilidad regulatoria que permitan identificar cuáles costos de servicios auxiliares serán asignados a los ingresos requeridos según procedimiento. Respuesta: Como fue desarrollado en respuesta anteriores, la Aresep ha realizado un desarrollo concatenado y complementario de instrumentos regulatorios relativos a la regulación de los servicios auxiliares, que viene desde las obligaciones de Costa Rica como parte del MER, siendo que se fue desarrollado un marco normativo integral mediante el cual, se busca visibilizar y transparentar el reconocimiento de estos servicios requeridos para la operación confiable, segura, económica y con calidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), donde el común denominador de parte de la Aresep fue el ejercicio de sus amplias competencias regulatorias a la luz de la Ley N° 7593 y su reglamento. Estos instrumentos regulatorios, entre ellos el reglamento AR-RT-SASEN y la Metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, todos debidamente emitidos y vigentes, tienen un desarrollo, alcance y finalidad específica, asociada siempre a la regulación de los servicios auxiliares, si bien se presenta una relación de jerarquía entre ellos, dadas las diferencias en cuanto a sus finalidades, debe entenderse que no existe una única perspectiva de desarrollo, sino que, debe abarcarse el mismo aspecto regulatorio, desde las diversas perspectivas necesarias (reglamentarias, metodológicas, procedimentales). La metodología tarifaria mencionada, firme y vigente, un alcance muy claro, el cual debe ser acatado plenamente con la elaboración del procedimiento de liquidación que instrumentaliza el apartado 4 de dicha metodología. De esta forma, fue en dicha metodología donde se establecieron los aspectos técnicos que dieron origen a las obligaciones económicas de los prestadores de los servicios públicos, en los términos establecidos para su prestación y regulación. Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre la metodología tarifaria y sus implicaciones, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictó la resolución RE-0195-JD 2021, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo (IRM-006-2020), era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicha metodología de la cual derivan las disposiciones que se están plasmando en la propuesta de procedimiento de liquidación sometido a consulta pública. Bajo esta lógica, en el propio procedimiento se indica: “4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. (…)” El resaltado no es del original. Por lo anterior no es de recibo el argumento “la metodología y su procedimiento complementario en consulta están creando un mecanismo para reconocer económicamente servicios que actualmente ya prestan algunos recursos del sistema, trasladando ese costo a los agentes que presentan desviaciones”; la necesidad de calcular los créditos y débitos asignados a los participantes del SEN, deriva de las obligaciones y derechos establecidos para todas las partes en la normativa preexistente. Es decir, que no se trata de una decisión que surja de forma espontánea, sin un transformado normativo previo. Nuevamente si existía inconformidad con dicha normativa previa, el momento procesal para exponerlo ha sido superado. Finalmente, sin perjuicio de lo ya mencionado en otras respuestas, en cuanto a contabilidad regulatoria, se reitera al opositor que la Intendencia de Energía ya se encuentra trabajando en la modificación de los planes de cuentas de la contabilidad regulatoria, donde se están separando todas las cuentas que estén relacionadas con servicios auxiliares. Los procesos de modificación, tanto de metodologías como de contabilidad regulatoria, cuando corresponden, se tramitan en expedientes independientes por lo que no es correcto afirmar, con vista en el expediente bajo el cual se tramita la propuesta de procedimiento, que no se están realizando. 2.11 Trato desigual entre agentes que ya cuentan con equipamiento para la prestación de estos servicios auxiliares y quienes no tienen acceso por barreras establecidas vía contrato o reconocimiento tarifario. Manifiesta el opositor que los agentes que ya cuentan con recursos capaces de prestar regulación secundaria y terciaria comenzarían a recibir una remuneración una vez se realice la fijación de las tarifas correspondientes, mientras “los restantes agentes del SEN que requieren etapas preparatorias (ajustes en contratos, cambios normativos, reconocimiento tarifario, etc) no tendrán la posibilidad de participar en la prestación de servicios auxiliares” pese a el reglamento AR-RT-SASEN lo habilita. En este sentido, debería existir una ruta objetiva y transparente para que cualquier generador privado u otros agentes del SEN puedan habilitarse y competir en igualdad de condiciones. Respuesta: Debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, pues con su argumento el opositor busca refutar específicamente disposiciones del reglamento AR-RT-SASEN y los procedimientos asociados aprobados mediante la resolución RE-0003-RG-2024 del 8 de enero de 2024 publicados en El Alcance N°92 a La Gaceta N°85 del 14 de mayo de 2024 en los cuáles se establece los mecanismos de habilitación para la prestación de servicios auxiliares, sin considerar que dichos instrumentos regulatorios no se encuentra en discusión Dicho lo anterior, es necesario advertir que, en la actualidad, no existe discusión o cuestionamiento posible en vía administrativa sobre algunos de los cuerpos normativos mencionados, en el tanto, se trata de actos administrativos firmes y vigentes, dictados mediante el trámite de procedimientos administrativos independientes del presente y respecto de los cuales ya precluyeron las etapas de cuestionamiento. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento alguno de esos cuerpos normativos, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de cada uno de ellos. Lo anterior incluye cualquier cuestionamiento sobre el reglamento AR-RT-SASEN y sus procedimientos, cuyo contenido quedó plenamente establecido desde que se dictaron las resoluciones, siendo que, en dicho procedimiento administrativo de desarrollo era oportuno presentar las gestiones y argumentos tendientes a cambiar la decisión, pues es de dicho reglamento que se deriva la oposición presentada 2.12 Definición de lo que constituye una obligación técnica o requisito de conexión y un servicio auxiliar remunerable. Manifiesta el opositor que “resulta indispensable que el procedimiento determine con precisión la diferencia en cuanto a obligaciones técnicas, requisitos de conexión e inversiones asociadas a un servicio auxiliar remunerable en tanto podría generarse ambigüedades o interpretaciones relacionadas con inversiones en ocasiones onerosas que podrían estar destinada de manera directa o indirecta a servicios auxiliares más no sean remunerados cuando se pueda interpretar que son una obligación del generador privado. En este caso, debería existir una justificación técnica y económica muy clara para hacer esa diferenciación.” Respuesta: Debe señalarse que el alcance de la propuesta de procedimiento es estrictamente técnico y responde al mandato contenido objetivo de la Metodología Tarifaria (RE-0195-JD-2021 y sus reformas) “2. OBJETIVOS El objetivo principal de esta metodología es establecer el procedimiento de cálculo de la tarifa para cada servicio auxiliar remunerado. Los objetivos específicos son: (…) d. Establecer que le corresponde al Operador de SEN realizar la liquidación mensual de las tarifas con base en el procedimiento que realice y que sea aprobado por Aresep.” En ese contexto, la propuesta de procedimiento desarrolla únicamente las reglas necesarias para la aplicación de dicha metodología tarifaria, por tanto, incorporar las disposiciones propuestas excedería el objeto y alcance de la propuesta en el tanto la diversa normativa preexistente de acuerdo con sus diversos alcances abarca obligaciones técnicas, requisitos de conexión y reconocimiento tarifario asociados a servicios auxiliares. Valga reiterar que en el cuerpo normativo donde se establecen los aspectos señalados y en específico lo que corresponden a servicio auxiliares no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. 2.13 Definición y delimitación de los ingresos requeridos Manifiesta el opositor que “el procedimiento no indica con detalle, indicadores, precisión u otros elementos regulatorios cómo delimitar la variable de ingresos requeridos, siendo esta la determinación más importante dado que esta es la variable a distribuir entre los agentes del SEN que no brinden servicios auxiliares de RS y RT.” Indica además que tanto metodología como el procedimiento propuesto en debe darse definición y delimitación para que el OS/OM asigne de manera correcta el costeo de servicios auxiliares. Así mismo, argumenta que la indefinición de ingreso requerido es un riesgo que podría generar duplicidad de costos. Respuesta: Se aclara al opositor que el ingreso requerido se calcula según las ecuaciones 5 a la 8 del apartado 4 de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (RE-0195-JD-2021 y sus reformas), tal cual lo establece la nota al pie de página del numeral 4.6.3 de la propuesta del procedimiento. Dado lo anterior, al estar ya establecido en la metodología tarifaria, estipulado claramente en la propuesta de procedimiento y que el opositor se refiere en su posición no únicamente a la propuesta de procedimiento sino también a la metodología tarifaria, debe retomarse la explicación que se ha expuesto anteriormente, indicándole al opositor que dicho instrumento regulatorio (metodología tarifaria) no se encuentra en discusión, y que, conforme al principio de legalidad, debe ser acatado tal y como fue dispuesto. Si existía alguna inconformidad o cuestionamiento a dicha metodología tarifaria, el momento procesal oportuno para presentar los alegatos era dentro del trámite del respectivo procedimiento administrativo de emisión y formalización de esta. II. (SIC) CONCLUSIONES 1. Fueron atendidas todas las posiciones presentadas durante la consulta pública realizándose las precisiones o aclaraciones oportunas sin que alguna de ellas conlleve alguna imposibilidad para continuar con el trámite y aprobar el procedimiento respectivo. 2. La versión final del procedimiento desarrolla las reglas necesarias para aplicar la metodología tarifaria vigente y permite determinar, de manera trazable y verificable, los ingresos requeridos, las desviaciones, los débitos y créditos y las obligaciones de los participantes, cubriendo los contenidos mínimos previstos en el apartado 4 de la Metodología tarifaria RE-0195- JD-2021 y sus reformas. En consecuencia, se considera que el instrumento cuenta con los elementos necesarios para implementar la liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el SEN, sin que la circunstancia de no contener aún lo referente al servicio auxiliar de demanda interrumpible impida dicha liquidación, y sin perjuicio de la obligación pendiente y sujeta a exigencia de esta Intendencia, que tiene el OS/OM de aportar el procedimiento de liquidación asociado a la demanda interrumpible. 3. La implementación de los servicios auxiliares tendrá efectos sobre los costos, ingresos e inversiones de las empresas eléctricas. Por ello, resulta necesario solicitarles que incorporen, de manera separada y cuando corresponda, las proyecciones asociadas con estos conceptos en el próximo estudio tarifario ordinario que presenten a solicitud de parte ante la Autoridad Reguladora. Esto permitirá valorar oportunamente sus efectos tarifarios, evitar duplicidades y asegurar su reconocimiento conforme al principio de servicio al costo. (…)” II. Que de conformidad con lo señalado en los resultandos y considerando precedentes y en el mérito de los autos, lo procedente es 1. Aprobar el “Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el sistema eléctrico nacional”. 2. Tener como respuesta a las posiciones presentadas en consulta pública celebrada del 23 de junio al 10 de julio de 2026, lo señalado en el apartado IV de la presente resolución y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso. 3. Establecer que para el próximo estudio tarifario que soliciten en el presente año y en adelante, las empresas distribuidoras de energía eléctrica, una vez publicado el Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el sistema eléctrico nacional y las respectivas tarifas se encuentren vigentes, tienen la obligación ineludible de incluir, de forma separada, en sus proyecciones de gastos, ingresos y base tarifaria lo referente a la implementación de los servicios auxiliares. 4. Establecer para los generadores privados que se encuentran al amparo de la Ley N° 7200, capítulo I, que en los estudios tarifarios que se tramiten de oficio en el periodo 2027 y en adelante, tienen la obligación de presentar dentro de la contabilidad regulatoria, de manera separada, los gastos, ingresos e inversiones en que hayan incurrido para la implementación de los servicios auxiliares, considerando la normativa y las respectivas tarifas se encuentren vigentes y 5. Ordenar al ICE, en su condición de OS/OM, el cumplimiento del apartado 4 Liquidación de los Servicios Auxiliares, de la Metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, aportando en el plazo improrrogable de 10 días hábiles contados a partir de la notificación de la presente resolución, la propuesta de procedimiento de liquidación del servicio auxiliar de demanda interrumpible. Lo anterior sin perjuicio de que, en caso de incumplimiento, además de persistir su obligación, se ejerza la potestad sancionadora de la Aresep, considerando el incumplimiento previo del requerimiento formulado por la Intendencia de Energía mediante el oficio OF-0225-IE-2026, tal y como se dispone. POR TANTO EL REGULADOR GENERAL RESUELVE: I. Aprobar el “Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el sistema eléctrico nacional” de conformidad con lo siguiente: PROCEDIMIENTO DE LIQUIDACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES DE REGULACIÓN SECUNDARIA Y TERCIARIA 1. PROPÓSITO Definir el procedimiento para realizar la liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y regulación terciaria. 2. ALCANCE Este procedimiento es aplicable al OS/OM y agentes del SEN. Así como a todos los actores del Sistema Eléctrico Nacional en las etapas de generación, transmisión y distribución, y para todo prestador de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria, según lo definido en el reglamento AR-RT-SASEN. 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS Control Automático de Generación (AGC, por sus siglas en inglés): es el control centralizado y automático de las unidades de generación que envía la consigna de potencia a las unidades generadoras con el fin de mantener en cada área de control, el equilibrio entre la generación, la demanda eléctrica y el intercambio neto de potencia programado con las demás áreas de control. Agentes del MEN: Son agentes del Mercado Eléctrico Nacional: a) Instituto Costarricense de Electricidad: Responsable de la satisfacción de la demanda nacional de electricidad. Participa en Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. Responsable de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado y de la Planificación Eléctrica Nacional. b) Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.: Participa en generación hasta su propia demanda, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal. c) Generadores Privados: Participan en generación eléctrica con contrato de compra de energía suscrito con el ICE por disposición de la Ley 7200 Capítulos I y II. d) Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.: Participa en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal. e) Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago: Participa en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal. f) Cooperativas de Electrificación Rural: Participan en generación en los términos que autoriza la Ley 8345, distribución y comercialización de electricidad en su zona de concesión legal. Siendo actualmente la Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, RL, la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste, RL, Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos, RL, Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, RL. g) Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación de Costa Rica R.L.: Participa en generación de electricidad en conjunto con las Cooperativas asociadas, de conformidad con la Ley 8345. h) Usuarios conectados en alta tensión: Abonado en alta tensión, persona física o jurídica que ha suscrito uno o más contratos para el aprovechamiento de la energía eléctrica en alta tensión. i) Y otros legalmente autorizados . Agente Distribuidor o Distribuidor: es el titular o poseedor de concesión para prestar el servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica en el área concesionada. Agente Generador o Generador: es el titular o poseedor de concesión para prestar el servicio público de generación de energía eléctrica, mediante una o más unidades o centrales generadoras que entrega total o parcialmente su potencia y producción de energía eléctrica en el SEN. Agente Transmisor o Transmisor: es el titular o poseedor de instalaciones de transmisión en el SEN y con la concesión para realizar la actividad y proveer servicios de transmisión en Costa Rica. Bias (B), Bias de frecuencia (B): es el valor en Megawatts por cada decihertz (MW/0.1Hz) que representa la respuesta a las desviaciones de frecuencia del área de control. CPS1 (Indicador CPS1 horario): Control Performance Standard, por sus siglas en inglés. Es una medida estadística de la variabilidad de los valores del ACE y su relación el error de frecuencia. Su forma de cálculo se encuentra en el Anexo I de este procedimiento. CPS2 (Indicador CPS2 horario): Control Performance Standard, por sus siglas en inglés. Es una medida estadística de la variabilidad de los valores del ACE y su relación con un valor límite de flujos netos de potencia. Su forma de cálculo se encuentra en el Anexo I de este procedimiento. Desviación autorizada: son aquellas instruidas o aprobadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER. DCS (indicador de desempeño ante disturbios DCS): Disturbance Control Standard, por sus siglas en inglés. Es una medida de la capacidad del área de control de utilizar las reservas de contingencia para realizar el balance carga/generación y regresas el valor del ACE a los límites establecidos por el indicador de desempeño DCS luego de disturbios mayores al máximo disparo de generación permitido y declarado anualmente como “disturbio reportable”. Su forma de cálculo se encuentra en el Anexo I de este procedimiento. Medición comercial: Equipos y sistemas de medición comercial que son utilizados por el Operador de Sistema, para registrar las inyecciones y retiros de energía del SEN y del MER, incluyendo las bases de datos en que el Operador de Sistema guarda la información asociada. Posición neta: Resultado de la suma algebraica de las desviaciones de generación y de demanda de un agente para un mismo período de liquidación, considerando el signo de cada una de ellas. La posición neta representa el balance final de las desviaciones atribuibles al agente y constituye la base para determinar su condición dentro del proceso de liquidación de los servicios auxiliares. Prestador de servicio auxiliar: Es la persona física o jurídica poseedora de equipamiento, instalaciones y sistemas habilitados para prestar uno o más de los servicios auxiliares definidos en el Reglamento Técnico AR-RT-SASEN y los procedimientos técnicos elaborados por el OS/OM y aprobados por la Aresep. Proceso de liquidación de servicios auxiliares: documento que describe los ingresos requeridos para remunerar los servicios auxiliares y la asignación de cargos y abonos entre los usuarios de estos servicios. OS/OM: Operador del Sistema y del Mercado RPF: Regulación primaria de frecuencia RS: Regulación secundaria RT: Regulación terciaria SEN: Sistema Eléctrico Nacional SER: Sistema Eléctrico Regional 4. CONTENIDO 4.1 Premisas 4.1.1 Considerando las condiciones actuales del SEN y las reglas operativas, se establecen las siguientes premisas para ejecutar un modelo de asignación, seguimiento y liquidación de servicios auxiliares: a. En el predespacho diario de generación se asignan las reservas mínimas requeridas de regulación primaria, secundaria y terciaria de la frecuencia (RPF, RS, RT). b. Las reservas se asignarán únicamente en las plantas o sistemas de almacenamiento habilitadas para brindar estos servicios. c. La asignación de las reservas primaria y secundaria en el predespacho se realiza considerando que las plantas generadoras poseen unidades de generación que pueden brindar dichas reservas de forma simultánea o sistemas de almacenamiento. d. La asignación de reserva terciaria en el predespacho se asigna a agentes generadores con unidades de generación que están fuera de línea (reserva fría) y a agentes generadores con unidades de generación con reserva rodante no asignada a RPF y RS o sistemas de almacenamiento. e. El seguimiento del predespacho en tiempo real se realiza por agente generador, y las desviaciones se atienden siguiendo el orden establecido por el predespacho. f. El seguimiento de las reservas RPF, RS y RT se realiza asegurando valores mínimos, por medio del uso de las unidades de generación que puedan brindar estos servicios. g. La prestación de servicios auxiliares, en tiempo real, puede ser intercambiada entre unidades de generación, de un mismo agente generador que se encuentra brindándolos, con el fin de no afectar la optimización de los recursos de generación establecida por medio del predespacho. Lo anterior quiere decir que, el seguimiento de las reservas se realiza con respecto al objetivo de mantenerlas por encima de los valores mínimos, para optimizar energéticamente al SEN. h. El cumplimiento de Servicios Auxiliares de RS y RT se evaluará mediante los índices de desempeño CPS1, CPS2 y DCS, según la normativa vigente. i. La asignación de cargos por servicios auxiliares en la liquidación de estos se realizará por agente generador y por área de concesión para distribución de energía eléctrica. El informe de liquidación se le comunicará al prestador del servicio auxiliar mediante el documento: “Liquidación de Servicios Auxiliares” el cual será público y estará disponible en la página web del OS/OM j. Los ingresos requeridos para remunerar los servicios auxiliares se asignarán como un cargo proporcional a las desviaciones de quienes consumen dichos servicios con respecto a su predespacho o proyección de demanda entregada al OS/OM k. La reserva secundaria o terciaria asignada en el predespacho y mantenida disponible durante el período de operación, será considerada para efectos de liquidación aun cuando no haya sido utilizada, siempre que se hayan cumplido los criterios de desempeño establecidos en este procedimiento. l. Cuando un agente asignado y convocado para prestar regulación secundaria o terciaria, no pueda brindar el servicio por causas atribuibles al propio agente, la capacidad reportada como disponible, pero que no fue efectivamente disponible de manera real, no será reconocida en la liquidación correspondiente. m. Se entenderán como desviaciones autorizadas aquellas instruidas o aprobadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN o requerimientos del SER. Las razones y cálculos que sustenten estas desviaciones deberán ser de carácter público, e informadas a todos los agentes con sus respectivos sustentos técnicos. n. No se aplica margen de tolerancia para las desviaciones de los participantes que consumen los servicios auxiliares, garantizando el principio de asignación equitativa de costos. No obstante, no serán consideradas para efectos de liquidación aquellas desviaciones autorizadas por el OS/OM por razones de seguridad operativa, confiabilidad del SEN, requerimientos del SER, restricciones operativas, instrucciones de despacho o eventos de fuerza mayor debidamente documentados, sin perjuicio de las competencias de supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora. o. Todo agente podrá solicitar la reclasificación de una desviación como “desviación autorizada”, en caso de que se tenga registro de que la desviación fue en efecto autorizada por el OS/OM y este haya incurrido en un error al no registrada como tal en el documento de carácter público mencionado en el inciso m. p. Todo agente podrá solicitar rectificación y revisión de las desviaciones al OS/OM, para ello deberá contar con la información que demuestre que no se incurrió en dicha desviación. El OS/OM tendrá 10 días hábiles para responder a dicha solicitud de revisión. 4.2 Predespachos de plantas que no aportan RS, ni RT y proyecciones de demanda 4.2.1 Todos los agentes generadores del SEN que no aportan RS y RT deben presentar al OS/OM su predespacho diario y semanalmente, según los plazos y medios establecidos por este, los cuales se utilizarán para conformar el vector de referencia para la liquidación de servicios auxiliares. En caso de requerir realizar cambios, estos deben ser informados al OS/OM en cuanto se conozca de la necesidad de estos, por los medios que el Operador disponga como oficiales. 4.2.2 De la misma manera, los agentes distribuidores deben presentar diaria y semanalmente al OS/OM, sus proyecciones de demanda por los medios y plazos establecidos por éste, los cuales se utilizarán para conformar el vector de referencia para la liquidación de servicios auxiliares. 4.3 Predespacho con reservas 4.3.1 Para elaborar el predespacho de generación el OS/OM deberá utilizar un modelo de optimización energética, que como parte del proceso de optimización para la atención de la demanda eléctrica al mínimo costo operativo, asigne también las reservas mínimas de potencia activa para la regulación primaria, secundaria y terciaria de la frecuencia. Las reservas mínimas serán definidas por el OS/OM considerando los requisitos técnicos establecidos en: a. Reglamento Técnico Planificación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT POASEN), vigente. b. Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). c. Reglamento Técnico de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (AR-RT-SASEN), vigente o norma sustitutiva. d. Procedimientos para el dimensionamiento de las reservas de control de frecuencia e intercambios de energía e. Procedimiento para el control de frecuencia e intercambios de energía 4.3.2 Las reservas primaria y secundaria son del tipo rodante (unidades generadoras que estén asignadas en el predespacho), mientras que la reserva terciaria puede ser tanto rodante como no rodante (reserva fría) o por sistemas de almacenamiento habilitados como reserva de energía disponible. 4.3.3 El OS/OM define en el predespacho la lista de los agentes generadores o sistemas de almacenamiento asignados para brindar los servicios auxiliares y las unidades generadoras que los prestarán, en etapas horarias y con la magnitud de la reserva de potencia activa asignada. 4.4 Seguimiento del predespacho en tiempo real 4.4.1 El OS/OM deberá mantener en tiempo real las reservas de control de frecuencia e intercambios de energía por encima de los valores mínimos establecidos en el predespacho. Para esto se utilizarán las plantas o sistemas de almacenamiento que se encuentren habilitadas para brindar estos servicios, ya sea siguiendo lo establecido en el predespacho o utilizando otras plantas habilitadas para proveer las reservas, de manera que no se afecte la optimización energética del SEN. 4.4.2 El OS/OM registrará en tiempo real los casos en que los agentes generadores o agentes distribuidores tengan “desviaciones autorizadas” con respecto a sus predespachos, por instrucciones del OS/OM o por condiciones del SEN o del SER. Estas desviaciones no serán consideradas para la liquidación, pero deberán ser registradas para su control. 4.5 Posdespacho 4.5.1 El proceso de posdespacho tiene como objetivo principal evaluar la operación del día anterior con respecto al predespacho, para determinar si el SEN mantuvo reservas para regulación secundaria y terciaria suficientes para hacer frente a las desviaciones de los generadores y la demanda, errores de pronóstico y contingencias, durante los 24 periodos de operación. Este proceso genera los siguientes productos que son requeridos para el proceso de liquidación: a. Indicación de cumplimiento o incumplimiento con la reserva secundaria, así como la magnitud que se debe considerar en la liquidación. b. Indicación de cumplimiento o incumplimiento con la reserva terciaria, así como la magnitud que se debe considerar en la liquidación. c. Registro de desviaciones autorizadas de los generadores que no participan brindando reservas de regulación secundaria ni terciaria. d. Registro de desviaciones autorizadas de las demandas eléctricas de las empresas distribuidoras. 4.5.2 Para validar el cumplimiento de la reserva secundaria asignada en el predespacho, el OS/OM revisará que la reserva total real para subir y bajar potencia que se mantuvo durante los 24 periodos del día sea mayor en todo momento a la asignada en el predespacho. Además, verificará el cumplimiento de los criterios de desempeño CPS1 y CPS2 en cada periodo. 4.5.3 El valor de reserva secundaria para considerar en la liquidación se determina según los siguientes casos: a. Caso 1: Si en un periodo se registra un valor de la reserva secundaria mayor a la asignación del predespacho, se considerará que se cumplió con lo asignado y en la liquidación se utilizará el valor de la reserva secundaria asignada en el predespacho. b. Caso 2: Si se registra un valor de la reserva secundaria menor a la establecida en el predespacho, pero no se tienen no conformidades con los indicadores CPS1 y CPS2 se considerará que la reserva predespachada fue utilizada para cumplir con su propósito y no como una no conformidad, por lo que se deberá liquidar la reserva asignada en el predespacho. c. Caso 3: Si en un periodo se presenta una no conformidad con los criterios CPS1 y CPS2 y la reserva secundaria es menor a la asignada en predespacho, en la liquidación se considerará el valor promedio real de la reserva secundaria del periodo, con el fin de reconocer solo el monto de la reserva real y no el programado en el predespacho. 4.5.4 Para validar el cumplimiento de la reserva terciaria asignada en el predespacho, el OS/OM revisa que la reserva total real que se mantuvo durante los 24 periodos del día sea mayor en todo momento a la asignada en el predespacho. Para esto, se deben considerar los dos componentes de la reserva terciaria: la reserva que está en línea y no está asignada para regulación primaria o secundaria (terciaria rodante) y la reserva terciaria que está fuera de línea (reserva fría), así como los sistemas de almacenamiento habilitados y convocados para reserva terciaria 4.5.5 Para validar el cumplimiento de la asignación de reserva terciaria de frecuencia, se calcula primero la reserva terciaria en línea y como segundo paso se le debe sumar la reserva fría. 4.5.6 Para la supervisión de cumplimiento se toma la reserva rodante de tiempo real (RPF+RS+RTrodante) y se le resta la reserva primaria y secundaria asignada en predespacho. Esta resta da como resultado la reserva terciaria en línea, a la cual se le debe sumar la generación desconectada habilitada y convocada para prestar el servicio (reserva terciaria fría). El total de la reserva terciaria calculada de esta forma debe ser mayor a la reserva mínima indicada en el predespacho. 4.5.7 El valor de la reserva terciaria para considerar en la liquidación se determina según los siguientes casos: a. Caso 1: Si en un periodo se registra un valor de la reserva terciaria mayor a la asignación del predespacho, se considerará que se cumplió con lo asignado y en la liquidación se utilizará el valor de reserva terciaria del predespacho. b. Caso 2: Si se registra un valor de la reserva terciaria menor a la establecida en el predespacho, pero no se tienen desviaciones no tolerables del criterio DCS se considerará que la reserva predespachada fue utilizada para cumplir con su propósito y no como una violación, por lo que se deberá liquidar la reserva asignada en el predespacho. c. Caso 3: Si en un periodo se presenta una desviación no tolerable del criterio DCS y la reserva terciaria es menor a la asignada en el predespacho, en la liquidación se considerará el valor promedio real de la reserva terciaria del periodo, con el fin de reconocer solo el monto de reserva real y no el programado en el predespacho. 4.6 Liquidación de servicios auxiliares El modelo de liquidación de servicios auxiliares remunerados que se describe en esta sección permite calcular los créditos y débitos asignados a los agentes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de acuerdo con la regulación y legislación vigente. 4.6.1 El proceso de liquidación aplica exclusivamente sobre los servicios auxiliares que la regulación actual cataloga como remunerables: • Regulación Secundaria de Frecuencia (RS). • Regulación Terciaria de Frecuencia (RT). 4.6.2 El cálculo de la liquidación requerirá dos conjuntos de datos: el ingreso requerido y el vector de desviaciones. 4.6.3 El ingreso requerido1representa el monto que es necesario para remunerar a los participantes del SEN que brindan cualquiera de los servicios auxiliares remunerados. Se calculan con base en las necesidades de servicios auxiliares que el Operador de Sistema (OS) identifique diariamente en su planeamiento operativo y conforme a la Metodología Tarifaria para la Remuneración de los Servicios Auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) vigente. 4.6.4 El vector de desviaciones, tanto para la generación como para la demanda de electricidad, es el valor absoluto de la diferencia entre el vector de referencia y el vector de control en las 24 etapas de cada día del mes y para cada punto de medida en donde se entregue o se retire energía eléctrica. Este utilizará el predespacho publicado por el OS/OM, incluyendo las desviaciones autorizadas. Dicha versión debe resguardada como parte del respaldo técnico para la liquidación de servicios auxiliares. a. El vector de referencia contiene los datos indicados en el predespacho de generación que presentan los generadores que no aportan a la regulación secundaria y terciaria, y que sea finalmente publicado por OS/OM como predespacho, así como las proyecciones de demanda de las empresas distribuidoras. Este vector puede ser ajustado según las anotaciones en tiempo real por parte del OS/OM, considerándose éstas como desviaciones autorizadas. b. El vector de control contiene los datos de la medición comercial oficial correspondiente de los puntos de inyección y retiros correspondientes al vector de referencia. 4.6.5 Una vez obtenidos los valores de las desviaciones, se procede con el cálculo de la liquidación, cuyo resultado es el detalle de los créditos y débitos que le corresponden a cada participante del SEN, los cuales se informan por medio del documento: Liquidación de Servicios Auxiliares. 4.6.6 El cálculo de los débitos y créditos asignados a los diferentes participantes del SEN se realiza en función de las desviaciones para el primer caso y de los aportes a los servicios auxiliares en el segundo. 4.6.7 Débitos: a. A todos los generadores que no aportan a la regulación secundaria y terciaria, así como a la demanda se les debe asignar un monto a pagar por servicios auxiliares (débitos). b. Para esto se debe determinar la proporción que le corresponde del total del ingreso requerido, por tipo de servicio auxiliar y por grupo, posteriormente se asignan los débitos correspondientes en función de sus desviaciones2. 1 Se calcula según las ecuaciones 5 a la 8 del apartado 4 de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 2 Se calcula según las ecuaciones 9 a la 12 del apartado 4 de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 4.6.8 Créditos: a. Los créditos se asignan con base en la proporción de participación de cada prestador de servicios auxiliares remunerados en el SEN. b. Una vez obtenida la proporción en la prestación de cada servicio auxiliar, se asigna los créditos correspondientes3. 4.6.9 Documentos de liquidación y pago de servicios auxiliares: El OS/OM será responsable de ejecutar el proceso de liquidación de los servicios auxiliares remunerados, incluyendo el cálculo de los débitos y créditos que correspondan a cada participante del SEN, la emisión del Documento de Liquidación de manera mensual. Las desviaciones podrán ser compensadas entre sí para determinar una posición neta por participante. El cobro y pago de los servicios auxiliares, de acuerdo con lo establecido en el Documento de Liquidación, es responsabilidad de cada agente. Cada prestador de servicios auxiliar deberá emitir documento o factura de cobro en el plazo de 10 días hábiles contados a partir de la publicación del Documento de Liquidación por parte del OS/OM. Cada agente que presente una posición neta deudora deberá cancelar al prestador del servicio auxiliar el monto correspondiente dentro del plazo 10 días hábiles contados a partir de la emisión del documento o factura de cobro por parte del agente prestador. El incumplimiento de las obligaciones de pago derivadas del Documento de Liquidación se regirá por las disposiciones aplicables de la Ley N° 7593 y el AR-RT-SASEN, sin perjuicio de las acciones que correspondan conforme al ordenamiento jurídico. Este proceso estará sujeto a la facturación acorde a la normativa tributaria vigente. 4.7 Casos no previstos en este procedimiento: Los casos no previstos serán resueltos por el OS/OM conforme a la metodología tarifaria vigente y la reglamentación aplicable, sin perjuicio de las competencias de supervisión y fiscalización de la Autoridad Reguladora. 5. Vigencia Este procedimiento de liquidación y sus implicaciones entrarán en vigor junto con las tarifas de servicios auxiliares respectivas, a partir de su fijación. En consecuencia, la primera liquidación comprenderá exclusivamente el primer mes de vigencia de dichas tarifas y se realizará en el mes siguiente, conforme al proceso de liquidación mensual establecido en la metodología tarifaria vigente (RE-0195-JD-2021 y sus reformas). En ningún caso podrán incluirse en esa primera liquidación periodos anteriores a la entrada en vigor de las referidas tarifas. ANEXO 1: 3 Se calcula según las ecuaciones 13 a la 14 del apartado 4 de la Metodología tarifaria para la remuneración de los servicios auxiliares en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Cálculo de los Indicadores de Desempeño CPS1, CPS2, DCS y FRO, utilizados para el seguimiento del control de frecuencia del SEN 1. Base regulatoria: Los indicadores CPS1, CPS2 y DCS se encuentran definidos en el Anexo 5 “Clasificación de Desviaciones de Energía” del Libro II del RMER, específicamente en los apartados: • A5.2: Determinación y evaluación del indicador CPS1 horario. • A5.3: Determinación y evaluación del indicador CPS2 horario. • A5.4: Determinación y evaluación del indicador DCS. Asimismo, dichos indicadores fueron incorporados al Reglamento del MER mediante la Resolución CRIE-109-2018, la cual define los criterios de desempeño asociados al balance carga-generación y regulación de frecuencia entre áreas de control del SER. Por otra parte, la regulación primaria se evalúa con base en el procedimiento operativo “Guía para la aplicación de la metodología de monitoreo y verificación aporte de reserva de regulación primaria de frecuencia (RROF) en las áreas de control del SER”. 2. CPS1 El indicador CPS1 (Control Performance Standard 1) mide el desempeño promedio de un área de control respecto al control de frecuencia y de las transacciones programadas de energía eléctrica. El objetivo del indicador es verificar que las acciones para limitar las desviaciones del Error de Control de Área (ACE) con respecto al valor ideal de cero MW, contribuyan estadísticamente a reducir las desviaciones de frecuencia del sistema interconectado. Es importante indicar que un ACE=0 MW significa que la generación y demanda de un Área de Control están equilibradas y que se cumple con las transacciones programadas de energía eléctrica en el MER. En las definiciones del RMER se establece que: “El indicador del desempeño CPS1 es una medida estadística de la variabilidad de los valores de ACE crudo y su relación con el error de frecuencia.” De acuerdo con el numeral A5.2 del Anexo 5 del Libro II del RMER: Fórmula: Donde: • ACE1: valor promedio del ACE crudo en un minuto. • Δf1: promedio de desviación de frecuencia en un minuto. • B: Bias de frecuencia del área de control. • E1: valor RMS anual de la desviación de frecuencia en promedios de 1 minuto. Interpretación operativa: • Un valor alto de CPS1 indica que el área de control contribuye adecuadamente a la regulación secundaria de frecuencia del SER. • Valores bajos de CPS1 reflejan insuficiencia o degradación de la regulación secundaria de frecuencia. • El incumplimiento del CPS1 puede asociarse a insuficiencia de reserva de regulación secundaria, ya que mide directamente si los desvíos de los intercambios o transacciones programadas responden a la desviación de frecuencia de forma adecuada. • El cumplimiento del CPS1 será utilizado como evidencia de suficiencia de la regulación secundaria del SEN. • El valor mínimo aceptable establecido en el RMER para el CPS1 es 100. 3. CPS2 El indicador CPS2 (Control Performance Standard 2) evalúa la magnitud del ACE durante intervalos de 10 minutos y verifica que los desbalances del área de control permanezcan dentro de límites aceptables. El indicador del desempeño CPS2 es una medida estadística de la variabilidad de los valores de ACE crudo y su relación con un valor límite de ACE permitido en periodos de 10 minutos. De acuerdo con el numeral A5.3 del Anexo 5 del Libro II del RMER: Fórmula: Donde: Periodos incumplidos: corresponde al total de intervalos de 10 minutos donde el valor promedio del ACE excede el límite L10. Periodos totales: corresponde al número total de intervalos evaluados. El límite L10 se define como: Tal que: B: Bias (respuesta en frecuencia) del área de control Bs: Bias del sistema interconectado E10: RMS anual del error de frecuencia promedio de 10 minutos. Interpretación operativa: • El incumplimiento del CPS2 refleja insuficiencia de regulación secundaria en términos de tener un error de área mayor al límite permitido L10. • También puede evidenciar limitaciones de seguimiento de carga, errores de pronóstico o insuficiencia de reserva para el control automático de generación (AGC). El valor mínimo aceptable establecido por el RMER para el CPS2 es de 83.33. 4. DCS El indicador DCS (Disturbance Control Standard) evalúa la capacidad del área de control para recuperar el balance carga-generación luego de un disturbio reportable. El disturbio reportable está definido en el numeral A5.4.3 del Anexo 5 del Libro II del RMER como: “El valor de la pérdida de generación originada por una contingencia simple, será el valor de referencia que utilizará el EOR para determinar si ocurrió un Disturbio Reportable”. Este es actualizado semestralmente por el operador del sistema al EOR según lo estipulado en el numeral A5.4.2 del Anexo 5 del Libro II del RMER. De acuerdo con el numeral A5.4 del Anexo 5 del Libro II del RMER: “El indicador DCS mide si el área de control fue capaz de utilizar su reserva de contingencia para realizar el balance carga/generación y regresar el valor de ACE crudo a los límites establecidos en el indicador de desempeño ante disturbios DCS.” Interpretación operativa: El DCS está asociado principalmente a la suficiencia de la reserva terciaria o reserva de contingencia. Operativamente, con el indicador se verifica si: a. El sistema logró recuperar el balance carga-generación posterior a una contingencia. b. La reserva terciaria fue suficiente para restablecer el ACE dentro de los límites establecidos. c. El tiempo de recuperación fue menor al máximo permitido por la regulación regional. En este modelo servicios auxiliares, el incumplimiento del DCS será considerado evidencia de insuficiencia de reserva terciaria, ya que, además de medir si se controla la desviación del ACE, evalúa si las unidades que fueron convocadas dentro de los 15 minutos después del evento lograron dar el servicio satisfactoriamente. En el RMER se establece que el período de recuperación debe ser de 15 minutos ante la ocurrencia de un disparo definido como disturbio reportable, es decir, la magnitud de la pérdida de generación definida por el EOR. II. Tener como respuesta a las posiciones presentadas en consulta pública celebrada del 23 de junio al 10 de julio de 2026, lo señalado en el el apartado de respuestas a las oposiciones y coadyuvancias del considerando de la presente resolución y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso. III. Establecer que para el próximo estudio tarifario que soliciten en el presente año y en adelante, las empresas distribuidoras de energía eléctrica, una vez publicado el Procedimiento de liquidación de los servicios auxiliares de regulación secundaria y terciaria en el sistema eléctrico nacional y las respectivas tarifas se encuentren vigentes, tienen la obligación de incluir, de forma separada, en sus proyecciones de gastos, ingresos y base tarifaria lo referente a la implementación de los servicios auxiliares. IV. Establecer para los generadores privados que se encuentran al amparo de la Ley N° 7200, capítulo I, que en los estudios tarifarios que se tramiten de oficio en el periodo 2027 y en adelante, tienen la obligación de presentar dentro de la contabilidad regulatoria, de manera separada, los gastos, ingresos e inversiones en que hayan incurrido para la implementación de los servicios auxiliares, considerando la normativa y las respectivas tarifas se encuentren vigentes. V. Ordenar al ICE, en su condición de OS/OM, el cumplimiento del apartado 4 Liquidación de los Servicios Auxiliares, de la Metodología tarifaria RE-0195-JD-2021 y sus reformas, aportando en el plazo improrrogable de 10 días hábiles contados a partir de la notificación de la presente resolución, la propuesta de procedimiento de liquidación del servicio auxiliar de demanda interrumpible. Lo anterior sin perjuicio de que, en caso de incumplimiento, además de persistir su obligación, se ejerza la potestad sancionadora de la Aresep, considerando el incumplimiento previo del requerimiento formulado por la Intendencia de Energía mediante el oficio OF-0225-IE-2026. En cumplimiento de lo que ordenan los artículos 245 y 345 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP), se informa que contra esta resolución pueden interponerse los recursos ordinarios de revocatoria y de apelación, y el extraordinario de revisión. Los recursos ordinarios podrán presentarse ante el Regulador General, de conformidad con los artículos 346 y 349 de la LGAP; la apelación será resuelta por la Junta Directiva, que agota la vía administrativa conforme al artículo 53, inciso b), de la Ley N° 7593. De acuerdo con el artículo 346 de la LGAP, los recursos de revocatoria y de apelación deberán interponerse en el plazo de tres días hábiles contado a partir del día hábil siguiente al de la notificación y, el extraordinario de revisión, dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de dicha ley. PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE. -