El artículo 197 del Código Electoral aprobado mediante la Ley N.º 8765 define al escrutinio como “el examen y la calificación de la documentación electoral a cargo del Tribunal Supremo de Elecciones, hecho con base en el conteo definitivo y la asignación de votos realizado por las Juntas Electorales”.

Mediante la resolución N.º 5721-E8-2009, de 18 de diciembre de 2010 a las 11 horas, el Tribunal Supremo de Elecciones emitió una interpretación auténtica de dicho artículo, interpretando que con esta norma se modificaba lo estipulado en el Código que regía anteriormente, en cuanto al proceso de conteo de votos en la junta receptora de votos y la obligatoriedad de recuento de los mismos por parte del Tribunal Supremo de Elecciones.

Es así como los magistrados electorales obvian una situación real y fácilmente verificable en las actas de escrutinio: Los miembros de las juntas receptoras de votos e incluso los mismos funcionarios que conforman el cuerpo de los “auxiliares electorales” cometen errores que pueden falsear la voluntad popular; ya sea por ignorancia o por una valoración incorrecta de la Ley Electoral.

Los errores pueden ser muy simples e incluso fáciles de cometer; como sería asignar los votos de un partido político a otro, un error en la titulación de los sobres, un simple número mal entendido, una certificación mal llenada, entre muchos otros. A pesar de todos ellos, estos son igualmente fáciles de detectar y solventar en el escrutinio definitivo. No obstante, con las actuales reglas impuestas por el Tribunal Supremo de Elecciones en su reciente resolución, es muy probable que estos pasen desapercibidos.

Cuando los márgenes entre uno y otro candidato sean muy amplios los yerros que se cometieran pueden ser insignificantes, pero cuando esto no sea así pueden ser cruciales. El carácter heterogéneo de la Asamblea Legislativa y de los consejos municipales demuestra que conforme pasan los periodos cada vez es común ver cómo la asignación de curules se hace cada vez por márgenes más estrechos. Allí las diferencias insignificativas en términos porcentuales, pueden ser determinantes.

Aquí encontramos otra deficiencia. El tema del escrutinio lo aborda el Tribunal Supremo de Elecciones en su interpretación, considerando únicamente las particularidades para la designación de la presidencia y las vicepresidencias de la República; dejando de lado otros aspectos propios de los procesos de elecciones que se definen por medio del mecanismo de cociente y residuo mayor.

Actualmente, podemos encontrar que hay diputados electos por diferencias de menos de 150 votos ya sea respecto al residuo obtenido por otro partido político o respecto a la cantidad de votos establecida como “subcociente” o “cociente”.

Igual duda planteamos sobre qué situación podemos esperar para los otros procesos de elección de alcaldes, o bien, de consulta popular.

No es razonable para quien suscribe este proyecto de ley que frente a un mecanismo que brinda una mayor certeza sobre la voluntad real de pueblo de Costa Rica, se escoja otro que no lo brinde. Sobre este aspecto el Tribunal Supremo de Elecciones se ha mostrado indiferente.

De lo dicho hasta ahora surgen varias dudas: ¿Qué pensábamos los diputados y diputadas que aprobamos y apoyamos el actual Código Electoral? ¿Se pretendía reducir las garantías electorales? ¿Era un objetivo de los y las legisladoras cambiar la forma en que el Tribunal Supremo de Elecciones venía desarrollando el escrutinio definitivo? La respuesta es una y clara: nunca se pretendió reducir, limitar o modificar lo que desde hace 60 años el Tribunal Supremo de Elecciones entendía y ejecutaba como “escrutinio definitivo”.

Ante esta perspectiva, este proyecto de ley pretende rescatar la minuciosidad del proceso mediante la eliminación del carácter definitivo otorgado al conteo de las juntas electorales mediante la interpretación auténtica antes dicha.

Lo anterior radica en la necesidad de la formulación de una normativa electoral direccionada al sostenimiento de una democracia real y efectiva; tomando en cuenta que en un sistema de democracia representativa, el proceso electoral es por excelencia un mecanismo fundamental para garantizar un nivel de seguridad a todas las partes involucradas y generar así legitimidad al sistema mismo.

Al hacer mención a las partes involucradas, se hace referencia tanto a los agentes participantes (partidos políticos) como a las instituciones encargadas del manejo del proceso; en este caso el Tribunal Supremo de Elecciones. En este marco, garantizar la transparencia, legitimidad y eficacia de un proceso electoral, tiene un efecto directo en todas las partes mencionadas.

Para el partido político que gana una cuota de poder formal, es imprescindible la total certeza de haberla ganado en buena lid para poder legitimar sus acciones ante la ciudadanía y la opinión pública. Para los partidos políticos que no logran alcanzar el número de votos necesario para acceder a determinada cuota, se torna igualmente necesaria la evidencia que respalde estos resultados y les permita asumir su posición marginal en el sistema.

Ahora bien, para el Tribunal Supremo de Elecciones, como institución rectora y máxima autoridad en materia electoral, el escrutinio de votos, y por ende, la corroboración de la intención de cada voto emitido es un aspecto ineludible en el cumplimiento de sus funciones propias dentro del sistema electoral y político; fomentando así la garantía de que sus acciones se establecen en el marco de la máxima transparencia y nitidez.

No en vano el escrutinio definitivo es asignado al Tribunal como responsabilidad constitucional en el artículo 102 inciso 7 de la Carta Magna, en tanto que el artículo 40 inciso e) del Código Electoral asigna el escrutinio preliminar a las juntas receptoras de votos. En lo formal, el escrutinio implica una valoración jurídica y política, con efectos vinculantes por mandato constitucional, que no derivan del conteo de votos emitido por las juntas electorales, sino únicamente del Tribunal Supremo de Elecciones. Pero más allá de lo formal, y en un plano estrictamente político, el procedimiento de escrutinio, garantiza que cada voto de cada ciudadana y cada ciudadano cuente y que sea contabilizado según la preferencia del elector, más allá de una mera aritmética y de valores estrictamente porcentuales, lo que constituye el cumplimiento de la filosofía esencial y del mandato moral que se derivan del procedimiento democrático occidental.

La realidad observada en el proceso de escrutinio de la elección presidencial y de diputados de 2010, demuestra que por diversos motivos la asignación de la voluntad de algunos ciudadanos, manifestada en su voto, resulta violentada en las juntas receptoras de votos, y que el recuento manual y la revisión en el escrutinio ante el Tribunal Supremo de Elecciones logra enmendar esa violación a un derecho fundamental del ciudadano y restituir el respeto al individuo y a sus derechos fundamentales en el sistema democrático.

Por todo lo anteriormente señalado, el presente proyecto pretende implementar de nuevo la obligatoriedad del escrutinio voto a voto por parte del Tribunal Supremo de Elecciones, mediante la modificación de los artículos 40 inciso e) y 197 de la Ley N.º 8765, Código Electoral, de la siguiente forma:

LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA:

DECRETA:

REFORMA DE LOS ARTÍCULOS 40 INCISO E) Y 197

DEL CÓDIGO ELECTORAL, LEY N.º 8765

ARTÍCULO 1.- Refórmase el artículo 40 inciso e) del Código Electoral, Ley N.º 8765, para que diga de la siguiente manera:

“Artículo 40.-

[…]

e) Escrutar preliminarmente los votos recibidos y separar los emitidos a favor de cada partido.”

ARTÍCULO 2.- Refórmase el 197 del Código Electoral, Ley N.º 8765, para que diga de la siguiente manera:

“Artículo 197.- Obligación de iniciar el escrutinio a la mayor brevedad.

El escrutinio consiste en el examen y la calificación de la documentación electoral a cargo del TSE, hecho con base en el conteo y la asignación de votos realizados de manera preliminar por las juntas electorales.”

Sergio Iván Alfaro Salas

DIPUTADO

NOTA: Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión

Permanente de Asuntos Jurídicos.

San José, 17 de marzo de 2010.—1 vez.—O. C. 20003.—C-120700.—(IN2010048233).

LEY DE MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 11 Y DEROGATORIA

DE LOS ARTÍCULOS 15, 16, 17, 18, 19, 21, 23 Y 24 DE LA LEY

ESPECIAL PARA TITULACIÓN DE VIVIENDA EN PRECARIOS

Y EN ZONAS DE DESARROLLO URBANO NO RECONOCIDAS

(PRECARIOS), N.° 8680 DE 12 NOVIEMBRE DE 2008

Expediente N.° 17.664

ASAMBLEA LEGISLATIVA:

Los asentamientos humanos informales, que se encuentran en condición de precario presentan muchas veces, además de la precariedad en título de propiedad, la condición de tugurio, esta última se refiere a las características físicas, especialmente sanitarias de las construcciones que se levantan en dicho espacio.

Sobre este tema la Procuraduría General de la República, ha indicado^{^[1]}:

“La de Erradicación de Tugurios y Defensa de sus Arrendamientos, Ley n.º 2760 de 16 de junio de 1961, en su numeral 2, define el área de tugurio como todo circuito, predominantemente residencial, en que las calles, falta de servicios, así como las construcciones o estructuras son perjudiciales a la seguridad, salud o moralidad de la comunidad, por razones de hacinamiento, diseño defectuoso, falta de luz y ventilación, insalubridad o combinación de estos factores. Mientras que el Reglamento de Operaciones del Sistema Financiero Nacional para la Vivienda, publicado a La Gaceta n.º 95 de 20 de mayo de 1996, define el asentamiento consolidado o en precario como el conjunto de familias que ha ejercido la posesión de un terreno para fines habitacionales, en forma pública. de buena fe, pacífica, e ininterrumpida por un plazo no menor de un año. Tal definición se estableció para efectos únicamente crediticios y de aplicación de subsidios. Así las cosas, el tugurio hace referencia a las condiciones físicas del asentamiento mientras que el asentamiento consolidado nos remite al ejercicio de la posesión. Sobre el particular, la Sala Constitucional, en el voto n.º 574-01, ha señalado lo siguiente: “II. No obstante lo indicado por la recurrente, de los informes rendidos bajo fe de juramento se tiene por demostrado que la Urbanización Los Guidos no fue construida por el Instituto recurrido sino que se trata de una zona con una declaratoria de asentamiento consolidado. Esta Sala ya se ha referido al concepto de asentamiento consolidado al sostener que ‘Por asentamiento consolidado’ se entiende la ocupación precaria o ‘de hecho’ con fines habitacionales, pero en forma pública, pacifica ininterrumpida por el plazo no menor de un año, que en un terreno ajeno hacen una o más personas, categoría que se adquiere previa declaración que deberá hacer el INVU’ (ver resolución N° 00467-99 de las catorce horas treinta y nueve minutos del veintiséis de enero de mil novecientos noventa y ocho). El concepto de asentamiento consolidado así como los requisitos para su declaratoria se encuentran regulados dentro del Decreto número 22690-MP-MIVAH, el que establece que será la Junta Directiva del Instituto Nacional de Vivienda y Urbanismo la encargada de declarar la existencia de los Asentamientos Consolidados con la finalidad de que se desarrollen proyectos de renovación urbana a través de la urbanización, lotificación o construcción de viviendas populares y de interés social, con fondos provenientes del Fondo de Subsidios para la Vivienda, definiendo asentamiento consolidado como un conjunto de familias que han ejercido la posesión de un terreno para fines habitacionales, en forma pública, pacifica e ininterrumpida por un plazo no menor de un año y tendrá demostrada esta situación aplicando los medios probatorios que estime convenientes. Asimismo establece que la Dirección de Urbanismo del citado Instituto podrá tramitar por la vía de excepción la aprobación de urbanizaciones, lotificaciones o construcciones de vivienda popular que hayan sido declarados como asentamientos consolidados y de interés social por ese Instituto y por un Ente Autorizado por el Sistema Financiero Nacional para la Vivienda, respectivamente. De la normativa antes citada se tiene que la declaratoria de asentamiento consolidado pretende como único propósito la protección del derecho de posesión adquirido por los ocupantes de un bien inmueble, situación que además de ser reversible según la legislación vigente y según lo ha reconocido esta Sala en el voto antes citado, no crea a cargo del Instituto Nacional de Vivienda y Urbanismo ningún tipo de obligación en cuanto a la construcción de obras comunales por no tratarse de un proyecto urbanístico, de ahí que la misma normativa establezca que la aprobación de urbanizaciones en zonas declaradas asentamientos consolidados solo sea hecha por la vía de excepción. En este mismo sentido tampoco encuentra esta Sala que exista obligación alguna a su cargo, ya que puesto que la declaratoria de asentamiento consolidado persigue únicamente la protección de un derecho de posesión, serán los poseedores y eventuales propietarios quienes se encuentran en la obligación de realizar sus construcciones cumpliendo con la normativa vigente, de ahí que las actuaciones del Ministerio de Salud encaminadas a exigir su cumplimiento se encuentren apegadas a Derecho”. (Las negritas no corresponden al original). “

En nuestro país, muchos de los asentamientos humanos en condición de precariedad reúnen a su vez la condición de tugurio, por lo que la atención de estos no se circunscribe de manera única a la dotación de título de propiedad sino que exigen una intervención que guarde coherencia con las normas establecidas en la Ley de planificación urbana, Ley general de salud, Ley de catastro, Ley general de caminos públicos, Ley orgánica del ambiente, Ley forestal, entre otras que refieren a la aplicación de ciertos parámetros mínimos y la observancia de requisitos lógicos indispensables para hacer de estos espacios armoniosos que contribuyan al mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes.

Debe resaltarse que la invasión de terrenos de manera desordenada sin el cumplimiento de requisitos mínimos impide una titulación que respete el resto del ordenamiento jurídico, especialmente las normas relativas a anchos de calles, retiros, zonas verdes y comunales, hidrantes y plantas de tratamiento, normas todas que tienen justificaciones técnicas que a su vez tienen como cimiento la protección de derechos fundamentales tales como la vida, la salud y el medio ambiente.

Cuando un terreno está invadido de manera horizontal (tugurio junto a tugurio), sin dejar espacio para que ahí se realice un diseño de sitio que comprenda calles, retiros, zonas verdes y comunales, hidrantes, plantas de tratamiento, entre otros, no es posible titular a todos los ocupantes las porciones de terreno que originalmente invadieron y reconocerles una posesión ad usucapionem, ya sea porque se ubicaban originalmente en zonas de retiro, de calle, de infraestructura sanitaria, entre otros, o bien, el número de familias asentadas ahí supera el número de familias que deberían asentarse en dicho terreno, lo que impone un reordenamiento espacial cuya etapa final sería la de otorgamiento de título de propiedad, siguiendo una estructura lógica de trabajo.

Sobre el tema de la posesión la doctrina se ha referido ampliamente, desde los romanos.

Planiol y Ripert, han definido la posesión como:

“un estado de hecho que consiste en detentar una cosa de manera exclusiva y en efectuar sobre ella los mismos actos materiales de uso y de goce como si uno fuera su propietario.”^{^[2]}

Nuestra jurisprudencia ha dicho que:

“La posesión es el estado de hecho que consiste en retener una cosa de modo exclusivo y en realizar en ella los mismos actos materiales de uso y disfrute que si fuera propietario”. “Es el derecho en virtud del cual una cosa se halla sometida de modo perpetuo y exclusivo a la acción y a la voluntad de una persona”. La posesión ad usucapionem es una forma más rigurosa o calificada de posesión que se diferencia de la genérica. Los requisitos que ley exige para que la posesión sea apta para la prescripción positiva se regulan en el artículo 856 del Código Civil. La jurisprudencia, integrando conceptos doctrinarios, ha desarrollado el contenido de esos requisitos. En ese sentido, en relación con la posesión en calidad de propietario se ha señalado que lo que el Código Civil quiere decir es posesión en calidad de titular del derecho ostentado, toda vez que la propiedad no es el único derecho que se puede adquirir por prescripción positiva, por lo que este requisito atiende al título o causa determinante de la posesión y a su posterior modo de ejercicio; que lo que interesa es el comportamiento del poseedor como titular –la materialización de una conducta como titular-, que excluye a todo aquel poseedor con causa no usucapible como el arrendatario, administrador, depositario o servidor de la posesión; que con base en ese requisito, también se excluyen los actos ejecutados en virtud de licencia o meramente tolerados, porque no pueden conducir a la constitución o adquisición de la posesión, y menos de la usucapión, dado que se producen por la liberalidad del verdadero titular y no del que se muestra como tal; que la cualidad de ejercer la posesión en concepto de titular del derecho que se usucape se comprende en cuanto califica al sujeto apto y desecha al no idóneo; ...”^{^[3]}

Como se analizará seguidamente, la Ley especial para titulación de vivienda en precarios y en zonas de desarrollo urbano no reconocidas (Precarios), Ley N.° 8680, incurre en el yerro de consagrar procedimientos incompatibles. Establece una suerte de proceso de información posesoria en vía administrativa, pero obliga a que este proceso deba ser antecedido por la delimitación de áreas públicas por parte de las entidades autorizadas del Sistema Financiero Nacional para la Vivienda.

El proceso señalado de transformar en habitable el asentamiento (muchos de ellos se encuentran en condición de precario), necesariamente supone reubicaciones y reordenamiento, esto implica que la posesión original que se tenía en una determinada ubicación física a lo mejor no coincida con el ordenamiento final para convertir en habitable un determinado asentamiento. Este problema vuelve contradictoria la ley, pues imposibilita en gran medida la titulación por posesión (procedimiento establecido a partir del artículo 15 de la ley de cita).

Este tipo de problemas de contradicciones en las leyes, han sido abordados en el “Manual hemisférico: Técnica legislativa y negociación política de la unidad para la promoción de la democracia de la Organización de Estados Americanos”, donde se señala que la desarmonía de la normativa con la realidad afecta la gobernabilidad, tal y como fue desarrollado por Alejandro Vergara Blanco en la ponencia “Técnica legislativa” dictada en el Seminario: “El proceso legislativo en Chile”:

“Cuando un cuerpo normativo aumenta su inadecuación con la realidad social que ha de regir, puede llegar a convertirse en un factor desestabilizador que intensifique disonancias internas y provoque contradicciones y oposiciones entre sus componentes. Ese desajuste con la realidad puede surgir de las motivaciones del legislador, las cuales obedecen a “ocurrencias”. También “la legislación no se centra en el estudio y regulación de los grandes problemas nacionales, sino en materias de carácter administrativo, particular, o en el otorgamiento de beneficios más o menos discriminados...”^{^[4]}

Volviendo a la posesión y los procesos de titulación, ha sido constante encontrar en el ordenamiento jurídico nacional “la existencia de serios problemas en la redacción de las normas. Algunas de ellas no encajan con la doctrina general de los institutos que pretenden establecer, incluso, podría decirse que se ha ignorado la importancia de distinguir entre los efectos que cada instituto produce”.^{^[5]}

Luego de recibidos los aportes tendentes a la propuesta de reglamentación de la ley, se han encontrado una serie de inconsistencias en el texto legislativo, las que deben ser necesariamente enmendadas por la vía legislativa. Al respecto las más significativas:

a) Se consignan dos plazos de posesión: uno de 3 años y otro de 5 años, por lo que no existe claridad acerca del plazo que deba tomarse en cuenta para el trámite (artículos 11 y 17).

b) Se incurre en el yerro de consagrar dos procedimientos incompatibles, por un lado una suerte de proceso de información posesoria en vía administrativa, pero este proceso debe ser antecedido de la delimitación de áreas públicas y en general hacer habitable el asentamiento por parte del Banco Hipotecario de la Vivienda.

Por las razones que se indican se considera indispensable hacer las enmiendas pertinentes, a fin de poder contar con la posibilidad real de titulación, la que debe darse de manera ordenada y planificada, pues la atención de asentamientos en precario debe propiciarse de acuerdo con una normativa urbana adecuada, por lo que debe tenerse presente que la simple entrega de un título de propiedad no asegura la construcción de asentamientos humanos habitables, sanos y ordenados que respeten los derechos de los habitantes a la salud, a la propiedad y a un ambiente sano y libre de contaminación.

A continuación se detallan algunos ejemplos que ilustran de forma gráfica, cómo la geometría del asentamiento informal (en precario o tugurio) incide en la habitabilidad básica del mismo.

Antes de pensar en un proceso de titulación, es importante concebir de forma integral los mecanismos básicos para que un asentamiento humano proporcione un grado adecuado de habitabilidad que garantice la seguridad sanitaria, ambiental, física y psicológica de los habitantes.

Seguidamente, se detallan algunas estructuras o sistemas básicos para la habitabilidad físico-espacial básico de un asentamiento, los cuales muy frecuentemente no son tomados en cuenta por las habitantes de un asentamiento informal.

- Sistema de comunicación física: Se refiere a las vías, tanto peatonales como vehiculares, que sirven a cualquier asentamiento y a la comunicación con el resto de su entorno urbano o rural. Es importante que estas vías garanticen la accesibilidad universal de cualquier persona y sobre todo de las unidades de rescate y asistencia necesarias para la atención de una emergencia.

Ejemplo #1 El trazado informal limita las posibilidades de accesibilidad.^{^[6]}

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Como podemos apreciar en las imágenes de la parte superior, la configuración resultante de los “predios” ha generado una serie de caminos y veredas que por sus dimensiones e interconexiones no permiten la accesibilidad total, tanto de personas como de equipos de atención de emergencias.

La titulación de estos predios vendría a consolidar la situación de peligro inminente que viven las familias de este asentamiento.

Ejemplo #2: trazado informal limita las posibilidades de accesibilidad

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La línea punteada representa la proyección estimada de la “Línea de Construcción” definida por el desarrollo informal.

Las fotografías de la parte superior pertenecen a una vía de acceso de un asentamiento informal en la comunidad de Los Cuadros y reflejan cómo la disposición de los terrenos no beneficia la accesibilidad universal y limita en mucho el acceso a las viviendas, poniendo en peligro a las familias residentes. La eventual titulación de los terrenos servidos por estas sendas consolidaría una situación a todas luces inadecuada y riesgosa, además de que limitaría permanentemente el derecho de vía de las sendas a dimensiones inapropiadas.

- Sistemas para el abastecimiento de servicios básicos: Se refiere a las redes de abastecimiento de agua, electricidad y alcantarillado para el tratamiento de aguas servidas. Normalmente estas redes se canalizan a través del sistema de comunicación física.

Ejemplo #1: El “mosaico” de un asentamiento informal no beneficia la buena distribución de los servicios básicos.

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ANTES^{^[7]} DESPUES^{^[8]}

Nótese cómo en el ejemplo anterior queda de manifiesto la necesidad de modificar los anchos de vías y disposición de las sendas existentes para garantizar la correcta distribución de servicios básicos. Estas modificaciones generarían, de forma invariable, cambios en la geometría de los terrenos existentes.

La eventual titulación y catastro de los terrenos antes de la consolidación de los sistemas de servicios básicos a través de la vialidad, limitaría severamente la distribución de los mismos al no existir dimensiones mínimas para posteados eléctricos, canalización de tuberías madres, construcción de cunetas, etc.

Es importante recalcar que al no poseer los lotes el área adecuada para el drenaje de aguas residuales, se hace necesario la dotación y la construcción de plantas de tratamiento, cuyo espacio quedaría comprometido en un proceso anticipado de titulación.

Ejemplo #2: La distribución de un asentamiento informal no beneficia la buena ubicación de los servicios básicos.

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Imágenes de intervención hecha por la Fundación Costa Rica-Canadá en el precario La Angosta.

En las imágenes de la parte superior queda en evidencia cómo fue necesario redefinir la geometría y la configuración de los terrenos del asentamiento con el fin de poder realizar un trazado más uniforme que permita la generación de aceras y la construcción de líneas de abastecimiento de servicios básicos, este proceso de “normalización” se realizó previamente al proceso de titulación.

- Sistema de espacios abiertos y de esparcimiento: Corresponden a las áreas estipuladas en proporción a la población de un asentamiento, las cuales son destinadas para uso comunal y de recreación.

Ejemplo #1: Los espacios abiertos y de esparcimiento son casi inexistentes en un asentamiento informal. Es necesario redistribuir el uso del suelo en cada caso específico para garantizar que se satisfagan las necesidades psicosociales de recreo y esparcimiento.

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Imagen satelital del asentamiento La Carpio. Las partes oscuras muestran las zonas verdes actuales, las cuales se encuentran en su gran mayoría en cañones de ríos y quebradas, cuya pendiente les impide ser utilizadas como áreas recreativas.

Como se muestra en la imagen de la parte superior las áreas recreativas son casi inexistentes debido al hacinamiento de viviendas y el uso horizontal del suelo. Con el fin de poder aumentar las áreas recreativas, es necesario disminuir el impacto generado por las viviendas y rescatar espacio abierto. Esto se puede lograr mediante la densificación de la vivienda en mediana altura en las zonas donde un estudio técnico revele la posibilidad. Un proceso de este tipo se vería frenado por la titulación anticipada de los terrenos, lo cual limitaría el rescate del área verde y consolidaría los problemas de hacinamiento.

- Sistema de servicios sociales, comerciales y productivos: instituciones y servicios básicos en una comunidad, dígase escuelas, Ebais, bibliotecas, guarderías, pulperías, etc.

Al igual que los espacios abiertos y dependiendo del tamaño del asentamiento, el área destinada para servicios sociales básicos como Escuelas, Colegios, Ebais, Cen-Cinais y demás equipamiento social debe ser directamente proporcional a la cantidad de habitantes y poseer capacidad de crecimiento.

Debido a la naturaleza de su creación estas áreas no han sido planificadas en los asentamientos informales, por lo que antes de un proceso de titulación es necesario redistribuir y definir los usos del suelo con el fin de garantizar el acceso de la población a los servicios sociales básicos.

- Sistema de lotificación y viviendas: Mosaico compuesto por los diversos lotes o terrenos que albergan las respectivas viviendas o edificios de viviendas.

Ejemplo #1: El área y la geometría de los “predios” en un asentamiento informal no garantizan condiciones mínimas de salubridad y confort necesarias en una vivienda.

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En el esquema anterior podemos identificar varias características:

- Predios o terrenos irregulares: Esto genera frentes y áreas de terreno inadecuadas para la buena ventilación de los aposentos y el tratamiento de aguas servidas.

- Ausencia de áreas verdes y recreativas: Este aspecto repercute directamente en la salud mental y las condiciones psico-sociales de la comunidad, además influye en el aumento de la temperatura a niveles inadecuados.

- Hacinamiento: El sellamiento casi total del terreno es producto del alto número de familias o aposentos necesarios en un área muy limitada.

- Viviendas inaccesibles: Los “derechos de vía” no permiten un acceso adecuado a las viviendas en caso de emergencias, además de esto es muy común que existan predios o viviendas sin frente directo a calle pública.

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En el esquema anterior podemos identificar varias características:

- Con el fin de generar una vía de medidas mínimas que garantice buen acceso y ventilación adecuada a las viviendas es necesario regularizar y modular los distintos predios.

- Es necesario la incorporación de martillos u otras herramientas para la buena accesibilidad de automóviles y equipos de emergencias a las viviendas, esto implica redistribuir el área originalmente ocupada solo por viviendas.

- Debido a los niveles de hacinamiento es necesario generar edificios de dos o tres niveles, con el fin de ubicar a las familias que se encuentren en zonas de fragilidad comprobada. Esto cambia totalmente las condiciones de titulación y tenencia del terreno.

- Es necesario liberar área para zonas recreativas, plantas de tratamiento, etc.

- Antes de un proceso de titulación es necesario definir la capacidad de carga de los terrenos, para así definir los usos del suelo y las correspondientes densidades habitacionales, evitando así el hacinamiento.

Ejemplo #2: Para fines habitacionales y urbanísticos la fragilidad ambiental no se limita únicamente a zonas de protección de ríos o quebradas.

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Como se puede apreciar en la imagen, la fragilidad ambiental no se circunscribe únicamente a las zonas de protección de ríos y quebradas. Para efectos habitacionales es necesario conocer otros factores importantes:

- Capacidad de soporte del terreno.

- Capacidad de infiltración del terreno.

- Topografía y condición de taludes.

- Presencia de cuerpos de agua, nacientes y pozos.

- Riesgo de contaminación por desechos sólidos, químicos, hospitalarios, etc.

Todo lo anterior puede conducir a formular algunas cuestiones prácticas que inciden en los derechos fundamentales anteriormente apuntados y que generan una serie de preguntas tales como las siguientes:

- Si para reordenar y hacer salubre un asentamiento humano debo reubicar y reorganizar la distribución espacial de viviendas e infraestructura, ¿cómo titular de conformidad con una posesión determinada si no es compatible con una distribución técnicamente planeada?

- ¿Debo titular a todos los ocupantes, aún cuando la ocupación excede el área de terreno apto para urbanizar, de conformidad con el uso del suelo, aún en detrimento de sus derechos y de los demás ocupantes de un terreno?

- ¿Debo titular, pese al hacinamiento barrial, aún cuando esto impida la entrada de vehículos de emergencia?

Definitivamente, las respuestas a estas interrogantes ponen en evidencia la necesidad de que se adecue la ley para no caer en situaciones que pongan en peligro la seguridad, la salud y la vida de los ocupantes de estos terrenos. Para ello, se propone derogar el procedimiento incluido en el proyecto de ley original por la vía de mociones artículo 137 del Reglamento de la Asamblea Legislativa, ya que este vino a contradecirse con el resto del proyecto de ley, haciendo su aplicación inviable por las inconsistencias insalvables que supone. Así las cosas, la versión final de la ley que se propone reformar ignora el hecho de que la entrega de un título de propiedad lo debe ser para construir comunidad, una comunidad habitable, social y ambientalmente amigable por lo que se propone la derogatoria del procedimiento que fuera incluido vía mociones del artículo 137 de cita para que sea a través del Sistema Financiero Nacional para la Vivienda, y de previo a una intervención física en el asentamiento que haga habitables los inmuebles invadidos y que sean susceptibles de titular, tanto jurídica como físicamente, que se otorgue los títulos de propiedad correspondientes a aquellos habitantes que efectivamente demuestren no solo su carencia de vivienda, sino además la evidente necesidad socioeconómica de ser atendidos por el Estado, ya sea por su condición de pobreza, exclusión vulnerabilidad o riesgo social.

Por lo expuesto anteriormente, se somete al conocimiento y aprobación de los señores diputados y las señoras diputadas el presente proyecto de ley para la modificación del artículo 11 y la derogatoria de los artículos 15, 16, 17, 18, 19, 21, 23 y 24 de la Ley especial para titulación de vivienda en precarios y en zonas de desarrollo urbano no reconocidas (precarios), N.° 8680, de 12 de noviembre de 2008.

LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA:

DECRETA:

LEY DE MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 11 Y DEROGATORIA

DE LOS ARTÍCULOS 15, 16, 17, 18, 19, 21, 23 Y 24 DE LA LEY

ESPECIAL PARA TITULACIÓN DE VIVIENDA EN PRECARIOS

Y EN ZONAS DE DESARROLLO URBANO NO RECONOCIDAS

(PRECARIOS), N.° 8680 DE 12 NOVIEMBRE DE 2008

ARTÍCULO 1.- Deróganse los artículos 15, 16, 17, 18 19, 21, 23 y 24 de la Ley especial para titulación de vivienda en precarios y en zonas de desarrollo urbano no reconocidas (precarios), N.° 8680, de 12 de noviembre de 2008.

ARTÍCULO 2.- Modifícase el artículo 11 de la Ley especial para titulación de vivienda en precarios y en zonas de desarrollo urbano no reconocidas (precarios), N.° 8680, de 12 de noviembre de 2008, para que en adelante se lea de la siguiente manera:

“Artículo 11.- Podrán obtener el título de propiedad, de conformidad con la presente Ley, los núcleos familiares compuestos por personas físicas, nacionales o extranjeras con residencia permanente en el país, que a la entrada en vigencia de esta Ley, hayan demostrado estar ejerciendo la posesión del respectivo inmueble por un período igual o superior a cinco años, en forma pública, pacífica, ininterrumpida, con ánimo de dueño, que no esté contrariando la orden de una autoridad judicial.”

Rige a partir de su publicación.

Jorge Luis Méndez Zamora

DIPUTADO

NOTA: Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión Permanente de Asuntos Sociales.

11 de mayo de 2010.—1 vez.—O. C. 20003.—C-1069750.—(IN2010048224).

LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD

Expediente N.º 17.666

ASAMBLEA LEGISLATIVA:

La energía es un bien fundamental para la sociedad moderna. La seguridad energética y oportunidad de su abastecimiento, calidad, continuidad y precio, son parte de sus componentes críticos y claves para la competitividad futura y el desarrollo sostenible de nuestro país. Para poder progresar, un país requiere, entre otros aspectos, de un sector energético eficiente, eficaz, de calidad, seguro y con capacidad de desarrollo y actualización continua.

El consumo nacional de energía comercial se incrementa continuamente y se ha duplicado en el período 1980-2007. El consumo de electricidad aumentó 4,3 veces, impulsado por el alto grado de electrificación y el incremento del consumo del sector residencial y otros sectores. El consumo de derivados de petróleo por su parte, se incrementó 2,9 veces, debido al incremento del parque automotor y en los últimos años, al aumento de la generación térmica.

A una tasa media de crecimiento del 5,4% anual, el país deberá instalar en un período de tiempo no mayor a doce años, una capacidad que corresponde al doble de lo ya instalado en los últimos cincuenta años. En el caso de una tasa del 7% deberá duplicar su capacidad instalada en diez años y en el caso de una tasa del 8% deberá esta duplicarse en un período de nueve años.

Si este ritmo de crecimiento se mantiene, se requerirá adicionar al sistema aproximadamente 2.400 MW para el año 2021, lo que implica una inversión promedio en generación de 583 millones de dólares anuales, 134 millones de dólares por año en transmisión^{^[9]}, 51 millones de dólares anual en distribución y 1 millón de dólares anual en alumbrado público^{^[10]}, para un total de inversión promedio anual de 769 millones de dólares.

Esto significa que en el período de 2009 al 2021 deberán invertirse aproximadamente 9.227 millones de dólares, en el subsector electricidad.^{^[11]}

También, es un reto enorme lograr mantener la participación de las fuentes renovables de energía en la generación (92% en el 2007) y revertir el proceso de incremento de la generación térmica que se ha dado en los últimos dos años (8% en el 2007). La volatilidad de los precios de los hidrocarburos en el mercado internacional y su tendencia alcista, provoca un incremento sostenido en la factura petrolera que el país debe pagar, con el consecuente impacto social y económico. Esto definitivamente se refleja también en los costos de generación de las plantas térmicas, lo cual impactará en las tarifas eléctricas, dependiendo de la participación de esas plantas en la generación para cubrir los costos crecientes de este componente.

En el futuro se esperan nuevas crisis petroleras, que no solamente traerán como consecuencia nuevos incrementos de precios, sino un eventual desabastecimiento de petróleo y de productos refinados, que afectará las economías de aquellos países que dependan de sus importaciones.

En razón de lo anterior, Costa Rica debe tomar desde ya las previsiones necesarias no solamente para resolver los problemas actuales de rezago que tiene nuestro sistema eléctrico en su capacidad de generación, sino también para hacer un uso más racional y eficiente de la energía y aprovechar sus recursos propios en mayor proporción y en especial mantener y aumentar el uso de fuentes renovables de energía en la generación eléctrica.

El desarrollo eléctrico nacional enfrenta una serie de debilidades estructurales que han provocado serios atrasos en muchos proyectos, lo que ha conducido a un aumento de la generación térmica con combustibles fósiles, lo que se refleja en un aumento significativo de los costos y las tarifas, así como de la vulnerabilidad del subsector y su seguridad energética. Lo anterior a pesar de que la labor de las distintas empresas del sector ha contribuido, en forma muy positiva, a lograr una amplia cobertura eléctrica y una buena situación tanto en la generación, como en la transmisión y la distribución de electricidad en todo el país.

El enfoque del desarrollo eléctrico nacional ha estado basado en la utilización de fuentes renovables tradicionales de energía en el país, particularmente hidroelectricidad, geotermia y viento. El uso de energías limpias ha tenido grandes beneficios económicos, ambientales y sociales para el país. Sin embargo, adicionalmente a los problemas mencionados anteriormente, desde hace unos años se ha venido generando una resistencia social y ambiental al desarrollo de proyectos hidroeléctricos, geotérmicos y eólicos. Es importante indicar que esta situación, en conjunto con otros factores como el cambio climático, amenaza la sostenibilidad y desarrollo del subsector electricidad, por eso la necesidad urgente de realizar reformas legales que permitan modernizarlo y fortalecerlo y apoyar más decididamente el proceso de desarrollo y uso pleno de las fuentes renovables nacionales.

A pesar de los aspectos positivos, el subsector eléctrico nacional tiene una debilidad que ha venido aumentado y que debe ser subsanada: la generación térmica con hidrocarburos importados que se utiliza principalmente en la época seca, de la vertiente del Pacífico (noviembre-abril) cuando los caudales de los ríos decrecen significativamente. Esta generación térmica es particularmente costosa y dependiente de la volatilidad, vulnerabilidad e incertidumbre del mercado petrolero internacional y de la problemática mundial y nacional de refinación. Esta generación se ha incrementado en los últimos años. En 2005 se produjo solamente 1,5% con combustibles fósiles, mientras en el 2006 se incrementó a 3,5% y al 8% en el 2007, coincidiendo con los períodos de baja hidraulicidad.

Los retos que enfrenta el subsector electricidad nacional son muchos. Unos de índole nacional y otros de índole regional. El subsector eléctrico nacional debe preparase para el reto de la apertura a la competencia regulada a nivel de generación en el Mercado Eléctrico Regional Mayorista (MER) creado por medio del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (Ley N.° 7848) suscrito en el año 1996 y ratificado por la Asamblea Legislativa en 1998, con una estrategia sectorial clara y adecuada a esta nueva realidad.

1.- Objetivos del proyecto de ley

1.1 Objetivo general

Este proyecto de ley promueve el desarrollo eléctrico del país basado en energías renovables, garantizando precios competitivos, calidad en el servicio y promoviendo un desarrollo económico sustentable, mediante la competencia regulada en el mercado eléctrico mayorista, contribuyendo así a la competitividad nacional y consolidando la universalidad y solidaridad del servicio de forma no discriminatoria. Todo esto orientado a asegurar a los consumidores un suministro de electricidad en condiciones similares a las de los países desarrollados.

1.2 Objetivos específicos

Los objetivos específicos de este proyecto de ley son:

- Introducir la competencia regulada en el mercado eléctrico mayorista con el fin de mejorar la eficacia, la seguridad energética e incrementar la productividad y los mejores precios de la energía eléctrica para la sociedad.

- Preservar todos aquellos aspectos que se consideran han caracterizado las fortalezas de la industria eléctrica nacional, dentro de los que se cita la universalidad, la solidaridad eléctrica, la calidad de la energía y el desarrollo basado en fuentes energéticas nacionales renovables y su uso eficiente.

- Eliminar las barreras y obstáculos existentes en el actual marco jurídico.

- Potenciar el desarrollo de características competitivas y sostenibles en la industria.

- Conformar un clima de inversión fuerte para el desarrollo industrial eléctrico.

- Favorecer el modelo de desarrollo en energías renovables nacionales.

- Garantizar la satisfacción de la demanda eléctrica en términos de eficiencia económica y sostenibilidad.

- Favorecer una relación de ventaja comparativa de la industria eléctrica nacional en el Mercado Eléctrico Regional, MER. (Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, Ley N.° 7848, La Gaceta N.° 235, de 3 de diciembre de 1998).

2.- Principios rectores

Principios rectores utilizados y valores promovidos por el diseño del proyecto de ley.

Los principios rectores que rigieron el diseño de la propuesta de ley son los siguientes:

a) Preservar los principios rectores que han fortalecido la industria eléctrica nacional, dentro de los que se cita la universalidad, la solidaridad eléctrica, y el desarrollo basado en fuentes energéticas nacionales.

b) Garantizar que la infraestructura de desarrollo de la generación, transmisión y distribución eléctrica nacional se fortalezca y se modernice.

c) Asegurar la compatibilidad del subsector con el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo (Ley N.° 7848, La Gaceta N.° 235, de 3 de diciembre de 1998), en aquellos aspectos que se identifica son obligaciones emanadas por el mismo para cada país.

d) Garantizar que las mejores opciones nacionales de generación lo sean desde el punto de vista de la satisfacción de la demanda nacional de potencia y energía.

e) Asegurar que no se discriminan sin criterio técnico, económico, social y ambiental las diversas alternativas de generación, sean estas públicas, privadas o de alianzas entre las empresas eléctricas del país.

f) Asegurar esquemas múltiples de financiamiento de proyectos eficientes, sean estos propios del mercado financiero nacional o internacional.

g) Asegurar la equidad entre las empresas eléctricas participantes, nacionales o extranjeras, en los requisitos técnicos, operacionales y financieros.

h) Garantizar el menor riesgo de desarrollo de generación y la sostenibilidad con el objetivo de reducir los costos de inversión en la actividad.

i) Garantizar la eficiencia económica en los proyectos eléctricos con responsabilidad ambiental y social.

j) Asegurar la transparencia en el sector energía.

3.- Descripción de la situación actual de la industria eléctrica costarricense

La industria eléctrica costarricense se caracteriza por presentar una serie de aspectos que se pueden considerar fortalezas provenientes del pasado, pero que hoy amenazan con convertirse en debilidades.

El país presenta un crecimiento sostenido en la demanda eléctrica, como consecuencia del crecimiento de la economía nacional y de la mejora de la calidad de vida de los habitantes. Esto ocasiona que se demande cada vez más recursos financieros para el desarrollo de la infraestructura que se requiere y la renovación de la infraestructura actual de producción, transporte y distribución de la energía eléctrica. La sociedad demanda cada vez no solo mayor cantidad de energía, sino más limpia, con costos y precios más estables, con mayor seguridad de abastecimiento y mayor sostenibilidad.

El cambio climático impacta fundamentalmente la seguridad energética del principal recurso con que cuenta el país para generar electricidad (el recurso hídrico) y la geopolítica y disminución de reservas petroleras mundiales respecto de la demanda creciente, impacta la seguridad energética en las épocas secas.

El país requiere una mejora continua de la calidad del servicio eléctrico que la economía y el desarrollo demandan, para mantener estas condiciones, ya que las necesidades de inversión que requiere el país son cada vez mayores y más frecuentes.

En general, sobre el subsector electricidad pesan una serie de problemas estructurales que se pueden resolver en gran parte por la vía de la creación de un nuevo marco legal que le garantice a los habitantes del país una energía accesible para todos; de calidad, disponibilidad garantizada, precios estables y razonables que puedan dotar a nuestra sociedad de una plataforma que provea energía eléctrica, confiable, sostenible y compatible con las crecientes necesidades y exigentes requerimientos del entorno mundial y regional.

Algunos de los problemas estructurales que aquejan al subsector electricidad en la actualidad se pueden enumerar como sigue:

Alta vulnerabilidad: caracterizada por el peligro y tendencia hacia un mayor uso de combustibles fósiles importados, además de la poca inversión en el tema de ahorro y del uso eficiente de la electricidad, rezago de inversiones y poco margen de seguridad o excedentes energéticos sostenibles en el sistema que ante aumentos imprevistos en la demanda y de los efectos del cambio climático en el recurso renovable mayormente utilizado (agua) hace muy vulnerable el sistema eléctrico nacional.

Poca inversión: no se ha realizado por años el suficiente nivel de inversión que se requiere para lograr una infraestructura de producción, transmisión y distribución eléctrica que permita el aprovechamiento de las ventajas energéticas nacionales. Esta subinversión amenaza con hacer más frecuentes los riesgos de desabastecimiento, racionamientos o apagones en el futuro, además de afectar la mejora de la calidad del servicio.

Desalineamiento de la matriz energética: a pesar de tener el país un amplio potencial de energías renovables y la posibilidad de utilizar una mayor cantidad de ellas, el sector energía se encuentra en una senda peligrosa hacia el uso de combustibles fósiles importados y altamente contaminantes.

Barreras legales: existen importantes barreras que impiden realizar de manera oportuna las inversiones en el sector. Dada la legislación actual del subsector electricidad que no permite el desarrollo acelerado de inversiones de acuerdo con las necesidades.

Estructura no competitiva: el sector se caracteriza por la presencia de pocos actores, lo que ha reducido las capacidades de inversión y aumenta el riesgo y probabilidad de fallas en el suministro de una energía de calidad y oportuna para los habitantes y para el desarrollo del país.

Poca interacción entre la oferta y la demanda, por ejemplo generación distribuida lo cual se entiende como aquellos proyectos ubicados en la red de distribución y en el espacio geográfico propiedad de los consumidores eléctricos, que permiten suplir todas o parte de sus necesidades de energía eléctrica y, a su vez, inyectar energía eléctrica para su comercialización con la empresa distribuidora.

4.- Justificación del proyecto Ley general de electricidad

Ante los problemas estructurales del subsector, la Ley general de electricidad está diseñada para lograr las soluciones que se requieren por la vía de un marco jurídico claro y transparente.

Debido a la dinámica mundial, regional y nacional que exige cada vez más que la energía se provea sin condicionamientos y restricciones de los proveedores, es necesario fortalecer las capacidades del subsector y de las instituciones y empresas que participan en él para lograr la satisfacción de las crecientes exigencias de calidad, sostenibilidad, precio, disponibilidad y continuidad de servicio que los clientes eléctricos requieren, lo que implica también el desarrollo de mejores mecanismos competitivos regulados que ayuden a trasladar las ventajas de la explotación de energías nacionales a los clientes del subsector electricidad.

Por otro lado, las amenazas y riesgos que se tienen ante el cambio climático y la vulnerabilidad del mercado petrolero internacional, caracterizado no solamente por la incertidumbre creciente en los precios, sino también por potenciales desabastecimientos o racionamientos futuros, obliga a replantearse el modelo energético nacional actual.

Costa Rica requiere enfrentar exitosamente los embates de las crisis energéticas y climáticas globales. Para ello se requiere de un subsector electricidad competitivo, con capacidad para poder utilizar energías limpias de calidad, propias del país y a costos razonables, asequibles y estables.

Nunca antes el subsector electricidad está tan llamado a jugar un rol clave ante las futuras crisis energéticas y climáticas mundiales. Para ello, el nuevo marco normativo debe regirse bajo un principio fundamental.

El subsector electricidad debe prepararse para atender sosteniblemente las necesidades de la sociedad actual y futura y no como sucede actualmente que la sociedad debe ajustarse a las limitaciones del subsector.

A continuación se enumeran varias de las necesidades a resolver por este proyecto de ley y que debe visualizarse en forma complementaria con el proyecto de Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas y empresas del subsector electricidad:

- Proveer energía eléctrica en condiciones de precios razonables y competitivos, de alta calidad, confiabilidad y sostenibilidad.

- Satisfacer los crecientes requerimientos de inversión en el subsector electricidad.

- Crear un marco de inversión transparente en el subsector electricidad que permita la inclusión de una mayor cantidad y diversidad de actores y de fuentes nacionales de energía.

- Coadyuvar al modelo energético sostenible que el país requiere y posicionarlo en los primeros lugares de la región en el Mercado Eléctrico Regional (Ley N.° 7848, de 20 de noviembre de 1998).

- Lograr coherencia jurídica bajo una ley marco del subsector, acorde con el marco jurídico regional (Ley N.° 7848, de 20 de noviembre de 1998).

- Desarrollar un marco de participación de actores eléctricos competitivo, sostenible y regulado, principalmente en la actividad de generación eléctrica.

- Desarrollar un marco regulatorio moderno y coherente que norme las actividades del subsector electricidad forma general y no en forma particular a cada una de las empresas del subsector que participen en él.

- Redefinir y crear un nuevo marco institucional en el subsector electricidad, que permita definir con claridad los objetivos, funciones y responsabilidades de las instituciones actuales o nuevas con respecto a los objetivos de la sociedad y una eficiente de coordinación interinstitucional, lo que implica complementariamente clarificar los roles del rector, regulador y operadores de mercado.

- Crear un nuevo modelo de desarrollo y operación de la industria eléctrica nacional que permita proveer de manera oportuna, sostenible, competitiva y regulada, la energía eléctrica que el país requerirá en el futuro.

Por otro lado, se espera que el presente proyecto, una vez aprobado, permita:

- Crear las condiciones para que Costa Rica se convierta en un país que aprovecha plenamente las fuentes nacionales de energía.

- Crear un mercado eléctrico mayorista competitivo y sostenible bajo una regulación efectiva con un ente regulador especializado.

- Utilizar el mercado eléctrico regional como palanca de crecimiento de la infraestructura nacional de producción de energía eléctrica en energías nacionales y de reducción de costos.

- Crear un clima de inversión transparente, amplio y dinámico.

- Lograr la estabilidad de los precios de la energía por medio del uso de las energías nacionales y una distribución universal y solidaria de estos beneficios para la sociedad.

- Aumentar significativamente el uso de energías renovables que tiene el país.

5.- Obligaciones según la Ley del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, (Ley N.° 7848, de 20 de noviembre de 1998)

El Tratado Marco para el Mercado Eléctrico de América Central fue aprobado mediante Ley N.° 7848, de 6 de noviembre de 1998 y establece el compromiso de todos los países de América Central y Panamá de crear un mercado mayorista eléctrico que sirva para potenciar el desarrollo de proyectos de generación regionales y además beneficiar, mediante las capacidades compartidas de todos los países, a los usuarios eléctricos de la región.

Este Tratado obliga a los países entre otros aspectos, a cumplir con los siguientes principios:

a) Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades con base en reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias.

b) Gradualidad: Evolución progresiva mediante la incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las redes de interconexión y el fortalecimiento de los organismos regionales.

c) Reciprocidad: Derecho de cada Estado de aplicar a otro las mismas reglas y normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de gradualidad.

En este sentido, Costa Rica se ha rezagado con respecto de los países de la región en cuanto al desarrollo de capacidades normativas basadas en mercados eléctricos mayoristas regulados. Se busca que este mercado mayorista se enfoque en las fuentes nacionales de energía con sostenibilidad ambiental, social y económica. El presente proyecto de ley busca, sin perder las capacidades de nuestro subsector electricidad, aprovechar también las capacidades de desarrollo del mercado eléctrico regional.

6.- Aspectos característicos del proyecto de Ley general de electricidad

Este proyecto de ley posee ciertas características innovadoras e importantes para el sector energético del país, que a continuación se exponen:

Incentivo de inversión tanto nacional como mundial, por medio de la creación de un mercado eléctrico mayorista, con reglas de participación transparentes y no discriminatorias. La atracción de inversión es un factor fundamental en el subsector electricidad, las necesidades de inversión en este subsector se calculan en el orden superior a los 700 millones de dólares de EE.UU. al año, sin embargo existe financiamiento, según datos del ICE, de apenas la mitad o menos de ese monto.

Por otro lado, las tasas promedio histórico de crecimiento aplicadas a la escala y tamaño actual de nuestra sociedad, obligan a construir e instalar en la próxima década la capacidad de producción e infraestructura que se instaló en las pasadas siete décadas en el país.

Incentivos al desarrollo para una mayor producción por medio de energías renovables, de precios de compra de estas energías diferenciados según el tipo de fuente energética y tamaño de producción que permite, por ejemplo, a proyectos solares pagar con una rentabilidad económica los costos que se derivan de la adquisición de ese conjunto de tecnologías y las condiciones nacionales (costos sociales, impuestos, etc.) que se deriven a nivel nacional.

También se establece la figura de contratos eléctricos de largo plazo (contratos multilaterales) que permiten a un precio diferenciado de compra de la energía eléctrica garantizar la compra de energía eléctrica en períodos de varios años y de esta forma garantizar un ecuación equilibrada de riesgo al inversionista.

Este proyecto permite desarrollar sobrecapacidad de generación con el objeto de convertir a Costa Rica en una potencia de exportación de electricidad. Esto se hace eliminando las restricciones de capacidad de producción de energía nacional y por medio de un interfase regulatorio en el mercado nacional y el Mercado Centroamericano de Electricidad que no inhiba y permita la venta fluida y sin restricciones innecesarias al mercado internacional de electricidad (MEAC).

Igualmente, este proyecto crea la estructura procesal e institucional de un mercado eléctrico mayorista en competencia y regulado, que permite lograr mejores precios y cumplir con los objetivos de calidad, seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico nacional.

También como aspecto de enorme valor social, se clarifica y ordena el sistema universal y solidario de electricidad con el propósito de profundizar en los principios solidarios y universales del servicio eléctrico costarricense.

6.1 El cambio del modelo energético nacional y el rol del subsector eléctrico que le asigna el proyecto de Ley general de electricidad

El modelo energético costarricense en términos generales se caracteriza por utilizar un 80% de la energía con combustibles fósiles, el otro 20% se caracteriza por utilizar energías renovables en electricidad y otros consumos de menor participación como la leña.

Las condiciones de agotamiento del modelo petrolero en las próximas décadas, el hecho de que Costa Rica no sea un país productor de petróleo y la enorme problemática de precios altos y riesgos de disponibilidad del petróleo, así como los efectos negativos en la salud de las personas y en los efectos de gases efectos invernadero, que ha traído como consecuencia el problema de cambio climático, obligan a replantear a las sociedades responsables, un cambio radical de su modelo energético, que pasa por sustituir el uso del petróleo o usos de la energía con alta huella de carbono por otro tipo de energías con huellas de carbono más bajas, por ejemplo, las energías renovables eléctricas.

Este proceso de substitución, coordinado aumento de producción de energías renovables versus la disminución de consumo de combustibles derivados del petróleo, requieren una transformación de la infraestructura y de los esquemas de consumo de la energía en una sociedad, un cambio de una sociedad energética basada en una economía de alto carbono hacia una sociedad basada en una economía energética de bajo contenido de carbono, a este proceso se conoce como descarbonización. El subsector eléctrico con el rol asignado en este proyecto de ley, le otorga mucha importancia al uso de las energías renovables y su uso en los consumos de energía que tradicionalmente se asignan a uso de combustibles derivados del petróleo, como el transporte de personas o cargas, permitiendo abrir una ruta de descarbonización, mediante el uso e incremento del uso de la energía eléctrica basada en energías renovables como energético base para los procesos de transporte y procesos de consumo de energía a nivel de redes de distribución eléctrica.

6.2 Como opera el incentivo a un mayor uso de energías renovables

Los incentivos en este proyecto de ley para energías renovables son de tres tipos:

Los de tipo incentivo fiscal, reducción de impuestos a equipos, maquinaria, sistemas de control o medición, etc. que tenga relación con las energías renovables. La determinación de filtros regulatorios diferenciados que permite la participación en el proceso de subasta de un precio oferta de parte del desarrollador de proyectos de generación y el acceso de contratos eléctricos de mediano y largo plazo y finalmente un precio de compra de las energías renovables según el tipo de tecnología de aprovechamiento de la misma y escala de producción. Además, la realización de una política energética que permite segmentar la demanda eléctrica futura no satisfecha por fuentes de energía renovables, aspecto que se traduce a generación de un espacio de demanda regulado por fuentes energéticas renovable para la realización de contratos eléctricos de compra de largo plazo (de varios años a futuro).

6.3 La segunda electrificación de Costa Rica

En el caso de Costa Rica, las condiciones de cobertura eléctrica (superiores a un 97%) y un potencial de energías renovables no utilizado que supera el 90%, permite generar condiciones suficientes, base para desarrollar un uso mayor de la energía eléctrica para fines no tradicionales como el transporte de personas o carga. Por lo que desde el punto de vista histórico, el país por su cobertura eléctrica ha alcanzado un nivel alto de electrificación (llevar el acceso de energía eléctrica en la mayoría del territorio nacional), hoy en día la meta es lograr un uso mayor y creciente de la electricidad como fuente energética para el transporte de cargas o personas como puede ser trenes eléctricos o mayor cantidad de vehículos de transporte basados en tecnología eléctrica, vehículos híbridos, eléctricos, o de hidrógeno. El proceso antes descrito se le denomina electrificación de los medios de transporte y corresponde al enfoque señalado a una segunda electrificación de Costa Rica.

6.4 La importante distinción entre el producto y el servicio eléctrico

Los productos eléctricos son aquellos en los que puede mediar para su transferencia una transacción económica competitiva y que por su naturaleza estándar, pueden ser medidos y regulados, por mecanismos regulatorios de mercado. En un mercado eléctrico se puede transar no solo productos sino también servicios eléctricos, por ejemplo, este proyecto de ley establece la venta de servicios de almacenamiento de energía, mismos que pueden ayudar a perfeccionar la capacidad de almacenamiento de la energía renovable en el sistema eléctrico nacional, en este mismo ejemplo, un generador hidroeléctrico con suficiente capacidad de almacenamiento puede dejar de generar, según lo pactado en un contrato, para almacenar agua en su embalse y luego regresar esta energía al generador que le compró el servicio.

Los servicios eléctricos en el proyecto son de dos tipos, los servicios que se desarrollan dentro del mercado bajo reglas competitivas y los servicios públicos que también se brindan al mercado, pero que no necesariamente se venden en forma exclusiva a un operador de mercado, sino que son de acceso universal a todos los operadores. Los operadores desarrollarán su actividad de generación sin discriminación o barreras de acceso al desarrollo de esos proyectos y bajo una regulación dirigida hacia los costos de la actividad de generación establecida por el Regulador.

6.5 La importante distinción entre productos y servicios en el mercado y los servicios públicos

Los productos y servicios del mercado mayorista forman parte de los elementos que componen el servicio público de electricidad a nivel de consumidores eléctricos nacionales. Estos productos o servicios en el mercado son susceptibles a reglas de competencia y libre concurrencia de operadores, lo que precisamente implica que la mejor forma de garantizar condiciones competitivas es por medio de un mercado regulado en competencia. De esta forma se puede garantizar que aquellos productos o servicios intermedios y que forman parte de la cadena de suministro de electricidad al consumidor final, sea aquellos que permitan lograr de la mejor manera los objetivos energéticos nacionales, objetivos ambientales, así como las condiciones de calidad y mejores precios posibles.

6.6 Fortalecimiento de la figura del servicio público de electricidad universal y solidario

El presente proyecto de ley establece la obligación de aplicar un sistema universal y solidario, que administrará el regulador y que se concentra en dos aspectos, fundamentalmente, la financiación de la infraestructura de redes de suministro de electricidad que no resultan rentable por su relación negativa costo / beneficio y los de tarifas sociales eléctricas, que permite cobrar tarifas eléctricas que son inferiores a su costo real a personas o grupos claramente identificados.

El sistema universal y solidario, tiene la función primordial de que aún en condiciones de rentabilidad económica negativa se garantice el acceso del servicio de electricidad a los sectores de la sociedad que se encuentran más vulnerables. El esquema solidario será administrado en sus prioridades y proyectos, por un cuerpo colegiado, compuesto por el regulador, el rector y las empresas de distribución eléctrica y conformará sus decisiones dentro del marco de las políticas sociales nacionales de desarrollo.

6.7 El nuevo marco institucional del subsector eléctrico

El cambio en el subsector electricidad implica el fortalecimiento de la estructura institucional asociada al sector energía, esto aclara los roles y ámbitos de acción, así como la distinción entre los roles del rector, del regulador y del operador. Además, refuerza el accionar del Estado en las actividades económicas del mercado para la operación centralizada y los objetivos preestablecidos al mercado.

Es necesario una entidad organizadora y centralizadora de las actividades del mercado eléctrica mayorista, esa institución corresponde en este proyecto de ley al nombre de Autoridad Administradora de Mercado (AAM), y tiene entre sus funciones principales la elaboración del Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica en orden a satisfacer la demanda eléctrica futura, administrar las transacciones de mercado, sean estas multilaterales, bilaterales u ocasionales y servir como la entidad administradora central de las transacciones comerciales y financieras de los operadores de mercado. Las funciones de la AAM, serán de orden público y los servicios que brinda son públicos. El proyecto de ley además busca que el ICE en forma centralizada administre técnicamente el sistema eléctrico de potencia nacional, por medio de un ente de desconcentración máxima, el Centro de Control Nacional (Cecon) del ICE.

6.8 El rol del ICE y su fortalecimiento en el proyecto de ley

La concepción de este proyecto es buscar el desarrollo amplio, rápido, flexible, orientado y regulado, de todos los elementos que se requieren para lograr cumplir con los retos tanto actuales o como a futuro de las necesidades del servicio eléctrico. Todos estos aspectos requieren del esfuerzo mancomunado de todos los actores. Para el caso de las empresas estatales como el ICE y sus empresas, o bien las empresas eléctricas municipales se requiere de una participación en el esfuerzo de desarrollo por lo que es necesario que sus facultades legales sean a su vez las máximas y de esta forma se pueda obtener la mejor respuesta de participación en el desarrollo de las actividades del subsector electricidad.

El proyecto de ley establece un capítulo que permite el fortalecimiento institucional en aspectos relacionados con la actividad de subsector eléctrico del ICE y sus empresas, para lograr mayor flexibilidad y facultación legal que les permitan enfrentar los retos que se imponen tanto como parte de las necesidades del subsector eléctrico como las determinadas por el proyecto de ley, donde se busca que el ICE y sus empresas no solo desarrollen actividades de energía eléctrica, sino también se conviertan en una empresa del Estado que puedan ampliar su ámbito de acción a todo el sector energía. El ICE debe pasar de ser una institución dedicada solo a la electricidad a ser una empresa energética, que pueda incursionar en otros sectores estratégicos como el de transporte nacional.

6.9 El rol e instrumento del Mercado Eléctrico Mayorista

El rol del Mercado Eléctrico Mayorista que se crea corresponde al espacio económico que permite bajo un esquema regulado y orientado, el logro de los objetivos de seguridad, calidad, continuidad y mejor precio de la energía eléctrica, pero sobre todo crea un marco de reglas claras, transparentes y no discriminatorias.

Los incentivos del proyecto de ley buscan crear un ambiente atractivo de inversión en el subsector de electricidad, los parámetros operativos del mercado son definidos previo a la operación del mercado, como resultado de procesos de planificación energética y planificación eléctrica, de esta forma la eficiencia de asignación de los mecanismos de competencia en los mercados entra como complemento y materialización de estos requisitos y características buscadas y exigidas al subsector eléctrico. Es por este motivo que el mercado se desarrolla bajo un sistema de control y regulación, que garantiza que su eficiencia de operación económica se traduzca siempre en beneficios para los consumidores nacionales de electricidad.

6.10 Los procesos de planificación como condiciones preexistentes de mercado

Las condiciones preexistentes al mercado, son nombradas de esta forma, porque son características y aspectos que se imponen a la operación del mercado y que por tal motivo establecen previamente condiciones sobre la actividad económica del mercado en competencia. Por ejemplo, como resultado del proceso de planificación energético nacional se define el tipo de composición energética meta que se desea tener en la matriz de energía eléctrica a futuro, por ejemplo, 80% hidroeléctrico, 10% geotermia, 5% Eólico, 2.5% biomasa y 2.5% solar.

Estos objetivos definen una orientación y restricción al mercado eléctrico mayorista, que deberá velar porque en esa misma proporción exista la suficiente energía producida por los contratos eléctricos multilaterales que garantice que la composición de energía en estas fuentes energéticas que se requiere a futuro se encontrará contratada a productores de energía renovable nacionales.

En el proceso de planificación de la demanda eléctrica se busca precisamente realizar la programación de la cantidad y tipo de subastas que deben realizarse a futuro de forma que se garantice bajo este mecanismo, la cantidad necesaria de contratos multilaterales que permitan garantizar la satisfacción de la demanda eléctrica nacional y con la composición en energía renovables que es óptimamente mejor desde el punto de vista del modelo energético nacional.

6.11 Cómo opera la regulación sobre el mercado mayorista eléctrico y en general

La regulación se realiza en dos modalidades importantes, una opera en el mercado eléctrico mayorista, en ese espacio, el regulador define para cada subasta y según el tipo de fuente energética y escala de producción esperado en las ofertas de la subasta, una banda de precio o filtro regulatorio, el precio mínimo de este filtro establece los costos asociados al desarrollo nacional de este tipo de fuentes de energía y en esa escala, bajo condiciones nacionales, que incluye no solo costos locales como los impuestos, sino también aquellos otros costos a veces no tan visibles como los costos ambientales. El precio tope, refleja el costo razonable esperado a la actividad más la rentabilidad económica esperable a desarrollo y exposición de riesgo asociados a ese tipo de actividad. Las ofertas de producción de energía establecidas en la subasta, serán válidas en la medida que pasen por el filtro regulatorio de la subasta, en otras palabras, los precios de oferta de la energía esperables en la subasta, serán aquellos esperados desde el punto de vista de la regulación y que se encuentran dentro de la banda de precios de regulación.

La otra modalidad de regulación en el mercado mayorista consiste en la administración de régimen de competencia, el regulador, posee los instrumentos sancionatorios y de ley que le permitiría detectar prácticas anticompetitivas de parte de algún operador y corregirlas. De esta forma, se garantiza, que aquellos aspectos que atenten contra el desempeño de la competencia queden regulados y bajo este sistema puedan corregirse.

Por último, el regulador, aplica la fijación directa de los precios (tarifas) a los servicios públicos de transmisión, distribución y servicio públicos de electricidad a nivel de consumidor final de la electricidad.

6.12 Cómo se satisface la demanda eléctrica en el proyecto de ley

La demanda eléctrica nacional planifica su satisfacción por medio del Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica Nacional, para ello deberá recibirse la información de la demanda eléctrica de cada una de las empresas distribuidoras eléctricas y grandes consumidores, y además, bajo una metodología aprobada por el regulador, estimar el crecimiento de la demanda futura. Esta estimación de la demanda futura deberá incluir los procesos de electrificación de los medios de transporte que se identifiquen como parte de programas o proyectos que en esta materia se tengan.

Una vez calculado los escenarios de demanda eléctrica futura, se establece cuál es la programación de subastas por tipo fuente de energía y escala de producción, que una vez ejecutadas, garanticen la existencia suficiente de producción de energía eléctrica que bajo contratos eléctricos multilaterales garantice la satisfacción de la demanda eléctrica nacional y cumpla con la composición energética óptima que se requiere en la sociedad a futuro. El proceso de subastas es sumamente flexible, por lo que permite realizar los ajustes necesarios al Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica Nacional, bajo condiciones declaradas de emergencia nacional dentro las que se encuentra la insuficiencia de producción de energía para satisfacer la demanda eléctrica nacional, la AAM podrá realizar procesos de subastas para suplir con contratos multilaterales la demanda faltante e incluso realizar contratación directa si fuera justificado.

6.13 Tipos de transacciones de mercado

Las transacciones del mercado mayorista eléctrico se organizan en tres tipos: las transacciones multilaterales, las transacciones bilaterales y las transacciones de ocasión.

Las transacciones multilaterales se materializan por medio de un contrato eléctrico de largo plazo, que es normalizado y varía según el tipo de fuente energética o escala de producción de que se trate. Para acceder a este tipo de contrato, la parte que produce o vende, requiere participar en competencia en un proceso de subasta, donde competirá con su oferta, precio y cantidad con otros proveedores del mismo tipo de energía y de escalas de producción similares.

Una vez ganado exitosamente su posición en el proceso de subasta, el precio y cantidad asignado bajo el filtro regulatorio, se integra al contrato normalizado multilateral eléctrico, que ya era conocido previamente por los participantes a la subasta, este contrato se firma entre la parte productora y las partes compradoras, mismas, que corresponden a las empresas de distribución eléctrica. Dando como resultado un conjunto de contratos eléctricos entre el productor y cada una de las empresas distribuidoras, y donde en cada uno de ellos se diferencia por el porcentaje de la generación que se asigna a la empresa distribuidora. Ese porcentaje de la generación corresponde a la proporción de participación de la demanda eléctrica que tiene la empresa de distribución en relación con la demanda nacional eléctrica.

Los contratos multilaterales eléctricos son administrados y optimizados en sus faltantes o sobrantes por la AAM.

El otro tipo de transacciones en el mercado mayorista eléctrico corresponde a las bilaterales, mismas que se realizan entre un gran consumidor eléctrico y una empresa de generación eléctrica, este tipo de transacciones son de libre negociación y están sujetas a la prioridad de satisfacción en primer lugar de los contratos multilaterales. Esta transacción requiere de la aprobación de la AAM y del pago de los servicios de transmisión o distribución, así como de cualquier otro servicio complementario eléctrico del mercado que se requiera para lograr consolidar en términos de calidad, seguridad y continuidad esta transacción.

Finalmente, existe el tipo de transacción de ocasión, mismo que permite manejar las cantidades extracontractuales de los contratos eléctricos que provengan de transacciones multilaterales o bilaterales, o los desbalances contractuales (faltantes o sobrantes de los contratos eléctricos), de forma que se puede optimizar en todo momento y al menor costo posible la satisfacción de la demanda eléctrica nacional.

Los desbalances contractuales ocurren porque el comportamiento de la realidad se distancia del ideal establecido o prefijado en la letra de los contratos, por lo que siempre existirán diferencias entre la cantidad acordada en los contratos y lo que físicamente se realiza en la realidad, estas diferencias pueden ser adicionales de cantidades no demandas (sobrantes) o pueden ser demandas no satisfechas parcial o totalmente (déficit). Por otro lado los excedentes extracontractuales corresponden a capacidades de producción que no tiene una obligación de contrato asociada.

6.14 Cómo se ven las perspectivas del desarrollador de proyectos eléctricos de generación en el proyecto de ley

El desarrollo de proyectos de generación eléctrica es un aspecto esencial en orden de garantizar la satisfacción de la demanda eléctrica en términos de calidad, seguridad, confiabilidad y continuidad. Esta generación para que se realice en términos precisos de tiempo e inversión y en los aspectos que el modelo energético de nuestra sociedad requiere debe realizarse como una prioridad del Estado, por lo que no está sujeta a límites de producción o limitaciones de desarrollo geográfico, excluyendo aquellas que por el modelo de ordenamiento del territorio nacional se indiquen.

El desarrollador puede desarrollar proyectos para el aprovechamiento de cualquier fuente energética autóctona o nacional sea esta hidroeléctrica, geotérmica, eólica, solar o biomásica o cualquier otra que la tecnología permita. El desarrollador debe iniciar o formalizar su proceso de desarrollo inscribiendo su proyecto para obtener un título habilitante denominado Título de Prioridad de Desarrollo Eléctrico, con este título el desarrollador se garantiza que no tendrá conflictos en el diseño de su proyectos con otros desarrolladores. La posesión del título lo obliga también a realizar los estudios que le permitan determinar la factibilidad del proyecto y de esta forma tener un tiempo razonable el desarrollo de los estudios necesarios de preinversión que se requieran y así pasar de la etapa de planificación a la etapa de ejecución; financiamiento, diseño y construcción.

Una vez que el desarrollador tenga la factibilidad del proyecto deberá ofertar en forma obligatoria la producción de su proyecto al mercado nacional, si en un horizonte de un año a futuro, se encuentra una subasta planificada que incluya el tipo de proyecto que se encuentra desarrollando no podrá realizar ninguna oferta de exportación. Existen dos posibilidades en este escenario, la oferta que hace en la subasta es válida (pasa el filtro regulatorio) y es aceptada entonces procederá a firmar un contrato multilateral en orden a contribuir con su producción a la demanda eléctrica nacional. De ser rechazada su oferta, y haber pasado por el examen de competitividad del ente regulador y el examen de seguridad energética aplicado por la AAM, este productor podrá vender sus excedentes extracontractuales en el mercado eléctrico centroamericano. También su contrato regional de exportación estará sometido a su terminación en caso de que en el futuro de mediano plazo se tenga una subasta del tipo al que el proyecto pertenece, en otras palabras todas las exportaciones sean de corto o largo plazo deben otorgarle prioridad a la satisfacción de la demanda nacional eléctrica.

6.15 Cuál es el rol y funciones de las empresas de transmisión y distribución eléctrica

Las empresas de transmisión y distribución en lo que respecta al manejo de transporte de energía y el uso de sus redes, estarán sujetas a un modelo específico de regulación. Las empresas de transmisión tienen la obligación de planificar las redes atendiendo al crecimiento de la demanda y de la generación prevista por los contratos multilaterales eléctricos. Las empresas de distribución deberán planificar su crecimiento según la demanda incluyendo incluso aquellos casos donde no es rentable económicamente construir redes y aplicar el sistema de universalidad y solidaridad. Sus ingresos se encontrarán en función de las tarifas de transmisión o distribución según sea el caso, y tendrán la obligación de garantizar el libre acceso al uso de las redes de los operadores de mercado, aunque cobrando los costos que corresponda según el caso para ese acceso.

Las empresas de distribución también están obligadas a desarrollar sistemas de redes inteligentes que permitan el uso de la red eléctrica como vehículo de recolector de la energía que proviene de la generación distribuida o proyectos de eficiencia energética por lo que deberán establecer un plan que esté acorde con los objetivos planteados en este tema por el Plan Nacional de Energía.

6.16 Cómo se ve el rol de la generación en las empresas de distribución

Las empresas de distribución deberán separar contable y administrativamente sus actividades de distribución y generación. Dependiendo de la escala o tamaño de la demanda de la empresa de distribución, las empresas de distribución tendrán dos formas de desarrollo de proyectos de generación, una que consiste en utilizar todos los derechos y obligaciones que se asignan a un generador o productor en las transacciones multilaterales o mercado eléctrico centroamericano. La otra es más restringida a su tamaño de la demanda eléctrica en comparación con la demanda nacional donde se puede desarrollar la generación por la vía del autoconsumo energético.

6.17 Caracterización del gran consumidor e importancia de su figura en el modelo energético nacional

El gran consumidor tiene la posibilidad de resolver sus necesidades energéticas de forma rápida y flexible, para ello puede realizar transacciones de mercado, llamadas contratos bilaterales. Dado que el gran consumidor le asigna un valor económico relativamente alto en sus procesos productivos al consumo de energía eléctrica su demanda eléctrica tiene importancia estratégica no solo en cuanto a las características técnicas del servicio eléctrico sino también en cuanto a los costos de la energía eléctrica, ya que la misma se constituye en un insumo competitivo de especial relevancia, por este motivo el consumo eléctrico que provenga de este grupo, no solo tiene la posibilidad de satisfacerse por mecanismos generales y centralizados, como las transacciones multilaterales, sino que también pueda realizarse a criterio de este gran consumidor, por medio de su accionar directo en la negociación de contratos bilaterales eléctricos, donde puede encontrar soluciones energéticas que le permitan optimizar sus costos de producción en su organización.

El gran consumidor deberá respetar la prioridad de satisfacción de los contratos multilaterales y además pagar todos aquellos servicios que son necesarios para garantizar que seguirá recibiendo el servicio eléctrico en las condiciones de seguridad, confiabilidad, continuidad y calidad que se requiere. Desde el punto de vista del proyecto de ley, el gran consumidor seguirá siendo cliente del servicio eléctrico de las empresas de distribución eléctrica. Sea en la etapa de transición de la ley, una vez aprobada, así como en la etapa de ejecución del mercado mayorista eléctrico, la figura del gran consumidor podrá participar de los contratos bilaterales, en la medida de que la ecuación económico – financiera de los contratos eléctricos que los suple bajo transacciones multilaterales no se vea deteriorada.

6.18 Cómo se relaciona el mercado eléctrico nacional con el Mercado Eléctrico para América Central (MEAC)

Las transacciones sean de tipo contratos eléctricos o de ocasión del MEAC, podrán realizarse a nivel nacional en la medida que pasen por el examen de seguridad energética, que es una prueba que realiza la AAM para verificar que la transacción en cuestión no representa un problema a la seguridad de satisfacción de la demanda eléctrica nacional. De igual forma los faltantes o sobrantes del sistema eléctrico nacional pueden ser demandados u ofrecidos a nivel del MEAC, bajo los mismos criterios esbozados de seguridad energética. Por ejemplo, la AAM administrará los “desbalances” contractuales de los contratos multilaterales eléctricos de forma que buscará balancearlos a nivel nacional y posteriormente, con los mecanismos del MEAC. Las empresas generadoras, las empresas de distribución en su actividad de generación, las empresas de comercialización y los grandes consumidores podrán participar en el MEAC en transacciones de venta. Por lo que no tiene restricción de participación a excepción de los aspectos señalados del examen de seguridad energética. Las empresas de distribución en su actividad de distribución participan en el MEAC y en sus desbalances contractuales que provengan de los contratos multilaterales, por intermedio de la AAM, quien es el administrador comercial y de mercado de estos contratos eléctricos.

6.19 El rol e importancia de uso de energías primarias renovables a nivel de redes de distribución (Sistema Minorista)

El proyecto de ley establece los incentivos, así como los mecanismos para que las figuras de desarrollo de la energía a nivel de sistemas de distribución eléctrica, puedan desarrollarse en forma creciente y segura jurídicamente. Estas figuras son: la generación eléctrica distribuida, el autoconsumo energético, la eficiencia energética, la comercialización de energía eléctrica como combustible y la generación y almacenamiento de energía por medio del hidrógeno.

Todas estas figuras se encuentran fuertemente apoyadas por el avance tecnológico, sus tendencias más probables y la evolución de la industria energética mundial, donde tiene cada vez mas rol protagónico las tecnologías emergentes basadas en la industria informática, electrónica, eléctrica, telecomunicaciones y energética. Se han fomentado nuevas industrias con productos y servicios de valor superior para la sociedad basados en la convergencia de las innovaciones en estas industrias ya establecidas.

El proyecto de ley establece incentivos fiscales para todo tipo de tecnología, equipos de medición o control, o maquinaria que se requiere para este tipo de actividades. También prevé que en el caso donde exista una transacción entre la empresa distribuidora eléctrica dueña de la red de distribución y este tipo de actividades realizadas por personas físicas o jurídicas, deberá basarse esta transacción en contratos eléctricos normalizados diseñados por la AAM, en tarifas de eléctricas específicamente diseñadas por la AAM y aprobadas por el Ente Regulador. También se exige un nivel de involucramiento de las empresas de distribución eléctrica para el apoyo y desarrollo de estos esquemas en sus redes de concesión eléctrica de distribución y en el desarrollo de redes inteligentes.

6.20 Títulos habilitantes en el proyecto de ley

Los títulos habilitantes que se trabajan en el proyecto de ley son los siguientes: El Título de Prioridad de Desarrollo Eléctrico relativo a la actividad de preinversión o planificación de proyecto. Este Título tiene como fines, la protección de la preinversión que se realiza en un desarrollo de proyecto, así como la obligación de desarrollar en forma continua y tiempo razonable un proyecto.

La concesión de uso y explotación de la fuerza hidráulica relativo al derecho de uso de un bien demanial del Estado. El Estado conservará su derecho a ejercer la acción reivindicatoria para recuperar la concesión otorgada en razón del interés público, previa indemnización al concesionario.

Y por último, las concesiones de servicio público de transmisión eléctrica y distribución eléctrica, que establece los derechos y obligaciones de las empresas dedicadas al desarrollo y operación de redes eléctricas. El proyecto de ley establece la posibilidad de integrar todos los trámites que se deban realizar en el sector público en una sola ventanilla que permita desde el punto de vista del administrado, la simplificación de sus gestiones ante entes y oficinas públicas, y obtener un solo título habilitante que integre todos los demás que se requieren, así como permisos o autorizaciones relacionados.

7.- Conclusiones

1. Mediante el proyecto de ley propuesto, el país podrá enfrentar los enormes retos de desarrollo y crecimiento del sector energético, de cara a la satisfacción de las necesidades esenciales de energía que exige nuestra Nación.

2. Dados los problemas estructurales que existen en el subsector electricidad caracterizados por una alta vulnerabilidad en el tema climático, en el uso de energías importadas, el rezago de inversión y necesidades siempre crecientes de recursos financieros para el desarrollo de infraestructura, la ley promueve la participación de diversos actores en la industria eléctrica e incentiva la inversión en este sector.

3. Debido a la poca utilización de las fuentes nacionales de energía, las barreras legales que impiden un desarrollo más acelerado y flexible de soluciones energéticas, así como la existencia de una estructura no competitiva, es que se propone la creación de un nuevo modelo energético, en particular, para el subsector electricidad.

4. La propuesta de este nuevo modelo se rige por principios fundamentales como la preservación de las fortalezas de la industria eléctrica nacional, da prioridad al desarrollo de energías renovables, asegura la compatibilidad con el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, sus protocolos y reglamentos.

5. Esta Ley busca garantizar un adecuado ambiente de inversión y seguridad jurídica que permita la no discriminación en la participación de múltiples actores, dentro de un ambiente regulado, competitivo y de seguridad energética.

6. Es urgente para el país contar con una reforma al ordenamiento jurídico nacional que prepare al subsector electricidad para hacerle frente a los grandes retos actuales y futuros que inciden en el contexto nacional, corolario a los cambios que existen en el contexto regional y mundial, pero siempre con el fin último y primordial de garantizar la satisfacción de la demanda energética, cada vez más exigente, de la sociedad costarricense.

7. La aprobación de la Ley general de electricidad debe realizarse en forma conjunta y paralela con la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas y empresas del subsector electricidad, para garantizar el funcionamiento eficiente y eficaz de la industria eléctrica y del mercado mayorista regulado que con esta Ley se crea, con el fin de garantizar el abastecimiento de la energía que el país requiere para su desarrollo sostenible, con la participación del sector público y privado, y la debida regulación, todo ello en cumplimiento de la política energética.

En virtud de lo anterior, sometemos a conocimiento y aprobación de la Asamblea Legislativa, el presente proyecto Ley general de electricidad.

LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA

DECRETA:

LEY GENERAL DE ELECTRICIDAD

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

ARTÍCULO 1.- Objetivo general y ámbito de aplicación

El objeto de esta ley es la regulación de los productos y servicios eléctricos para satisfacer la demanda eléctrica nacional. Estos productos y servicios y sus características provienen de actividades que consisten en generación, transporte, distribución, comercialización, intercambios internacionales, la gestión económica y técnica del sistema eléctrico, y otras actividades de la industria eléctrica que la determinan. Asimismo, se moderniza y fortalece el ordenamiento institucional del subsector eléctrico nacional y del sector energía.

Están sometidas a la presente Ley todas las personas físicas o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que desarrollen actividades en orden de producir, transportar, almacenar, distribuir o comercializar la electricidad en las redes eléctricas nacionales o internacionales u operen o hagan uso de los productos, bienes o servicios que componen el subsector eléctrico nacional.

En la presente Ley se desarrollan las competencias y atribuciones que corresponden al ente rector del sector energía, las cuales conciernen al Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, (Minaet). Además, se modernizan y fortalecen las entidades y empresas públicas que conforman el subsector electricidad.

Quedan sometidos al ámbito de aplicación de esta Ley, toda la Administración Pública, tanto la centralizada como descentralizada, incluyendo las que pertenezcan al régimen municipal, las instituciones autónomas, las semiautónomas, y las empresas públicas que desarrollen funciones o actividades relacionadas y demás servicios en convergencia del sector energía.

Las empresas del ICE mencionadas en esta Ley, son las indicadas en el artículo 5 de la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, N.° 8660, de 29 de julio de 2008.

ARTÍCULO 2.- Alcance

Esta Ley es de orden público y sus disposiciones son irrenunciables. Sus normas son de carácter imperativo e irrenunciable y, en caso de discrepancia, prevalecerá esta Ley sobre las anteriores. Es de aplicación obligatoria sobre cualesquiera otras leyes, reglamentos, costumbres, prácticas, usos o estipulaciones contractuales en contrario. Para lo no previsto en esta Ley, regirá supletoriamente la Ley general de la Administración Pública, N.° 6227, de 2 de mayo de 1978, con exclusión de la materia del derecho común que se observa y regula en esta norma.

ARTÍCULO 3.- Definiciones

Para efectos de la presente Ley, se aplicarán las siguientes definiciones:

1. ACCESO Y UNIVERSALIDAD DE LA ELECTRICIDAD: Es el principio por el cual se garantiza a todas las personas físicas y jurídicas el acceso al servicio eléctrico, independientemente de su ubicación geográfica en el territorio nacional.

2. ACCESO LIBRE: Es la obligación que tienen las empresas de transmisión y las de distribución, de garantizar la prestación del servicio y el acceso a la red eléctrica nacional a todos los actores integrantes del subsector electricidad que cumplan con la regulación vigente.

3. AUTOCONSUMO: Son aquellos proyectos de generación eléctrica que satisfacen una necesidad propia de consumo de electricidad inherente a una persona, sea física o jurídica. Esta generación se realizará dentro de la misma red eléctrica del interesado, y deberá cumplir con requisitos técnicos dispuestos en el Reglamento de la presente Ley.

4. AUTORIDAD ADMINISTRADORA DE MERCADO (AAM): Es una entidad semiautónoma y con personalidad jurídica plena, encargada de la administración centralizada del mercado eléctrico mayorista.

5. BANDAS DE PRECIO O FILTRO REGULATORIO: Consiste en el mecanismo regulador de precios que la Aresep aplica al proceso competitivo de subasta de contratos multilaterales eléctricos. Esta banda se compone de un precio piso y un precio tope. El precio piso representa el costo de los productos eléctricos derivados de las tendencias industriales y tecnológicas de aprovechamiento energético de que trata la subasta, incluyendo aquellos costos y cánones relacionados con el uso y aprovechamiento del agua, costos que se relacionen con los servicios ambientales, sean en forma de reconocimiento económicos por beneficios ambientales de los proyectos o por costos económicos por el uso de los recursos naturales de la nación. El precio tope representa el precio máximo posible de pago por el producto eléctrico que la demanda eléctrica primaria del país puede pagar, y depende, entre otros factores mencionados de las condiciones económicas y sociales del consumo eléctrico final en el país.

La diferencia entre el precio tope y el precio piso corresponde al margen o rédito de desarrollo razonable esperable para esa actividad de generación en las condiciones industriales y tecnológicas esperables. El sistema de banda de precio representa, en forma integral, un filtro regulador de fijación de precios al costo, con base en el costo razonable de pago de la demanda eléctrica y de desarrollo de la industria de generación.

Este mecanismo será el aplicado regularmente, sin detrimento de que la Aresep proponga otros mecanismos de filtro regulador para transacciones competitivas de mercado. Para tal objeto, deberá obtener la aprobación del Minaet.

6. CALIDAD ELÉCTRICA: Es la característica del servicio de la energía eléctrica referida a su disponibilidad y al cumplimiento de requisitos técnicos de voltaje y frecuencia desde la perspectiva de las necesidades de los sectores de consumo eléctrico de la sociedad.

7. CANON DE ENERGÍA: Es el monto proporcional que deberán cancelar los operadores del sistema, según la actividad que realicen y la infraestructura con la que cuenten. Ese monto se utilizará para financiar el presupuesto de la Aresep en materia energética, el presupuesto de Ministerio Rector en materia de planificación energética nacional, el presupuesto de la AAM y el presupuesto del Cecon. El canon también estará compuesto por el aporte que deberá brindar el subsector electricidad y el subsector de combustibles, según el porcentaje de participación de cada subsector del sector energía y participación relativa de cada operador.

8. CENTRO DE CONTROL NACIONAL (Cecon) DEL ICE: Es el órgano de desconcentración máxima del Instituto Costarricense de Electricidad, encargado en el ámbito nacional de operar en forma integrada en el sistema eléctrico, en las fases de generación, transmisión y distribución eléctrica, y de despachar la generación eléctrica nacional para satisfacer la demanda eléctrica. Y donde se programa, coordina, controla y supervisa la operación del sistema eléctrico.

9. COMERCIALIZADOR: Es la empresa especializada en operaciones de compra y venta en el mercado mayorista de electricidad que no corresponden a una empresa productora o una empresa distribuidora.

10. CONCENTRACIONES: Se entiende por concentración la fusión, la adquisición del control accionario, las alianzas o cualquier otro acto en virtud del cual se concentren los TPDE, las sociedades, las asociaciones, las acciones, el capital social, los fideicomisos o los activos en general, que se realicen entre operadores del sector energía que han sido independientes entre sí. También, forma parte del proceso de concentración la creación de empresas o subsidiarias, compra, control o alianza bajo un mismo grupo de interés económico.

11. CONDICIONES PREEXISTENTES PARA LA OPERACIÓN DEL MERCADO: Es el conjunto de objetivos, metas y requisitos generales que se deben cumplir por parte de todos los operadores y entes del mercado en forma obligatoria. Estos aspectos esenciales son a los que debe aspirar el sistema de mercado eléctrico en general y resultan de procesos de planificación centralizada tanto energética como eléctrica y que finalmente se materializan en condiciones normativas con orden jerárquico superior a cualquier actividad o acuerdo en el mercado.

12. CONTRATO NORMALIZADO O TIPO: Es aquel que se diseña previa consulta pública y que se encuentra determinado mediante las condiciones técnicas, comerciales y financieras para su cumplimiento, de acuerdo con las resoluciones que emita la AAM o bien, según el reglamento o resolución de la materia que se emita al efecto y en el que el precio y la cantidad de energía a contratar serán variables cuyo valor será determinado por la oferta válida que se origine en la subasta.

13. CONTRATO BILATERAL: Es aquel que se obtiene como resultado del proceso de negociación entre dos integrantes autorizados para este tipo de transacciones, según lo indicado en la presente Ley. Establece los términos comerciales de una transacción en un plazo de tiempo, su cantidad, entre otros elementos y que requiere de un aval del AAM para garantizar el cumplimiento con los requisitos técnicos y legales de la normativa vigente.

14. CONTRATO MULTILATERAL: Es aquel que se obtiene como resultado de la cantidad ofertada y precio único y definitivo del proceso de negociación en la subasta y en la consideración del contrato tipo para esa subasta, y que formaliza los compromisos entre los generadores y las empresas distribuidoras, en términos técnicos, comerciales, financieros y económicos con el objetivo de satisfacer la demanda primaria en un plazo de tiempo.

Durante el período de transición, serán también contratos multilaterales aquellos que se obtengan como resultado de la distribución de toda la generación existente y cuya producción compran las empresas o instituciones del país en su actividad de distribución.

15. DEMANDA ELÉCTRICA PRIMARIA: La demanda eléctrica primaria la determina la suma de los consumos de los productos y servicios eléctricos provenientes de los clientes de las empresas distribuidoras y de los grandes consumidores. La demanda eléctrica del concesionario del servicio de distribución, se circunscribe a su área exclusiva de explotación.

16. DEMANDA ELÉCTRICA SECUNDARIA: La demanda eléctrica secundaria la determina la suma de todas las compras de los productos y servicios eléctricos realizadas en el mercado mayorista eléctrico.

17. DESBALANCE CONTRACTUAL: Es la diferencia entre los compromisos de compra o de venta de productos eléctricos que se establecen en los contratos y la realidad de generación de las plantas físicas en las que se basan dichos contratos.

18. DESCARBONIZACIÓN DEL MODELO ENERGÉTICO: Consiste en la sustitución de fuentes o consumos de energía basados en hidrocarburos de origen fósil por fuentes energéticas renovables de bajo impacto o nulo en emisiones de gases efecto invernadero o baja huella de carbono, en la producción, transporte, almacenamiento y consumo de energía.

19. DESPACHO DE CARGA: Es la programación del despacho de unidades generadores que requiere la equiparación de los pronósticos de disponibilidad de generación (incluyendo reservas) con los de demanda, de manera que se puedan satisfacer las demandas de potencia y energía eléctrica proyectadas con márgenes operativos adecuados en la generación. La programación de la salida de servicio de instalaciones de generación y transmisión tomando en cuenta la operación estable del SEN, la optimización de la generación eléctrica, tomando en cuenta restricciones operativas, contratos de compra–venta de eléctrica y consideraciones ambientales, condiciones hidrológicas y las necesidades y los usos múltiples del agua, además de ayudar a la identificación y solución de problemas operativos.

20. DISTRIBUIDOR: Es la empresa eléctrica dedicada a brindar los servicios eléctricos de distribución, y que, a su vez, suministra los productos eléctricos a los clientes dentro de sus áreas de concesión.

21. DOCUMENTO DE CUENTAS DE TRANSACCIÓN (DCT): Es el título ejecutivo que emite la Autoridad Administradora de Mercado, el cual consigna las obligaciones de pago o derecho de cobro de cada operador, en función de sus operaciones de mercado, tanto de contratos como de ocasión.

22. ELECTRIFICACIÓN DE MEDIOS DE TRANSPORTE: Consiste en las acciones, proyectos o uso de tecnologías de transporte de personas o carga orientados a utilizar la energía eléctrica basada mayoritariamente en energías renovables.

23. EXCEDENTE EXTRACONTRACTUAL: Corresponde al producto eléctrico que posee un operador de mercado y que no está sujeto a una obligación contractual.

24. ENERGÍA ELÉCTRICA COMO COMBUSTIBLE: La energía eléctrica como combustible consiste en la utilización de la energía eléctrica, en cualquiera de sus formas tecnológicas, como base energética para realizar procesos de consumo de energía asociados tradicionalmente a las tecnologías de combustión interna, tales como el transporte de personas o de carga o la movilización de masa y personas en general, así como el uso de la energía eléctrica para procesos calóricos o lumínicos.

25. ENERGÍA FUTURA (ACUMULACIÓN ENERGÉTICA): Consiste en la posibilidad de entregar energía de un generador a nombre de otro generador receptor, a cambio del retorno de la misma cantidad de energía en un tiempo futuro de ese generador receptor y de una contraprestación económica.

26. FUENTES ENERGÉTICAS NO RENOVABLES: Constituyen el recurso de la naturaleza cuya transformación produce energía en forma útil y aprovechable para la sociedad y su disponibilidad se consume o agota en una escala humana. Entre estas fuentes están el carbón, el petróleo, el gas natural y el material radiactivo.

27. FUENTES ENERGÉTICAS RENOVABLES: Constituyen el recurso de la naturaleza cuya transformación produce energía en forma útil y aprovechable para la sociedad y cuya disponibilidad no se consume ni se agota en una escala humana. Entre estas fuentes están las fuerzas del agua, el sol, el viento y el calor de la tierra o material biomásico.

28. GENERACIÓN PROPIA: Es la generación que pueden desarrollar las empresas de distribución que no superan individualmente un ocho por ciento (8%) de la demanda eléctrica nacional y la cantidad demanda total de su área de servicio, y que realiza con el objeto de satisfacer la demanda eléctrica de sus clientes.

29. GRAN CONSUMIDOR: El gran consumidor es una persona física o jurídica que puede escoger la estrategia comercial de su preferencia; esto es a) participar en el mercado mayorista eléctrico mediante una tarifa regulada que le ofrece el distribuidor, b) comprar en el mercado mayorista nacional o regional mediante un contrato bilateral, c) comprar directamente en el mercado ocasional nacional.

Para efectos de implementación de esta figura en la presente Ley, los límites cuantitativos del gran consumidor se definirán escalonadamente, en orden descendente y partiendo de un consumo no menor de 10 MW como demanda máxima horaria en el momento de la entrada en vigencia de esta Ley, 8 MW al final del primer bienio, y un consumo no menor de 3 MW de demanda máxima horaria en el quinto año a partir de la fecha de publicación de la presente Ley.

30. MAPA DE REGIONES ENERGÉTICAS: Es la hoja cartográfica que muestra la ubicación y delimitación de las áreas geográficas o regiones que, por su cercanía o relación, desarrollan encadenamientos energéticos o sinergías, ya sea en el uso sostenible de los recursos energéticos naturales que explotan o por sus variables ambientales que lo caracterizan en forma homogénea.

31. MAPA DE REGIONALIZACIÓN DE ÁREAS DE CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: Es la delimitación en hoja cartográfica física o digital, que describe los límites en coordenadas geográficas de las áreas de concesión de distribución eléctrica, que cada empresa distribuidora de energía ostenta en el país.

32. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA: Corresponde a la institucionalidad compuesta por las reglas, los entes y operadores, los procesos y los productos y servicios eléctricos, con el fin de cumplir con la satisfacción de la demanda eléctrica del país.

33. MERCADO ELÉCTRICO DE AMÉRICA CENTRAL (MEAC): Es el mercado eléctrico mayorista regional creado en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el cual se aprobó mediante Ley N.° 7848, de 20 de noviembre de 1998. Para efectos de esta Ley, se denominará también Mercado Eléctrico Regional (MER).

34. MERCADO ELÉCTRICO NACIONAL: Es la actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los operadores.

35. OPERACIÓN INTEGRADA Y CONTROL DEL SISTEMA: Son las acciones para lograr el funcionamiento coordinado de todos los elementos eléctricos relevantes del sistema eléctrico nacional y el despacho de carga para lograr la satisfacción de la demanda eléctrica nacional en los términos técnicos y de calidad que establece la normativa vigente.

36. OPERADORES DE MERCADO NACIONAL O AGENTES DE MERCADO: Son las empresas autorizadas para realizar las operaciones en el mercado eléctrico nacional e internacional.

37. OPERADOR DEL MERCADO: Es la entidad mencionada en las leyes y reglamentos del Mercado Eléctrico Regional, que realiza las funciones de administración comercial de un mercado eléctrico mayorista y coordina, con el ente encargado de la operación y administración del mercado regional, las transacciones de energía eléctrica regionales. Para los efectos de esta Ley, se refiere a la función que realizará la AAM.

38. OPERADOR DEL SECTOR ENERGÍA: Es cualquier empresa con giro comercial, que posea una autorización del Estado para realizar una o varias de las actividades de mercado o actividades industriales de suministro de energía.

39. OPERADOR DEL SISTEMA: Es la entidad mencionada en las leyes y reglamentos del Mercado Eléctrico Regional, que realiza las funciones de operación de los sistemas en coordinación con el ente encargado de la operación y administración regional. Para efectos de esta ley, se refiere a la función que realizará el Cecon.

40. PLAN DE EXPANSIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN: Es la planificación que deberán efectuar las empresas de transmisión, en un plazo y escenarios distintos de crecimiento de la demanda eléctrica, y según la generación eléctrica nacional basada en contratos eléctricos y de la interconexión eléctrica regional, y que especifica como mínimo el orden, programación, inversión y tipo de construcción y operación de elementos eléctricos de transmisión y que consiste de la construcción y operación de elementos eléctricos de transmisión, así como otro tipo de infraestructura de telecomunicación u otras aplicaciones industriales.

41. PLAN NACIONAL DE ENERGÍA (PNE): Es la planificación que debe realizar el Ministerio Rector para establecer las acciones en materia energética y de servicio eléctrico, proyectadas en un horizonte de tiempo junto con los objetivos y metas energéticas del sector.

42. PLAN DE ELECTRIFICACIÓN: Es el plan de crecimiento y mejoramiento de la red eléctrica de distribución, así como el plan de alumbrado público que todas las empresas de distribución eléctrica deben realizar en un lapso de tiempo en orden de cumplir las metas nacionales de calidad, seguridad y confiabilidad eléctricas, así como el acceso universal y solidario de la electricidad.

43. PLAN DE LA SATISFACCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA (PSDE): Es la planificación que deberá efectuar y ejecutar el administrador de mercado en un plazo determinado, mediante la estructuración de los procesos de contratación del mercado multilateral de contratos, para cumplir con la satisfacción de la demanda eléctrica mayorista nacional.

44. PLANIFICACIÓN DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN: Es la planificación que deberán efectuar las empresas de distribución, en un plazo determinado y basándose en escenarios distintos de crecimiento de la demanda eléctrica, y que determina como mínimo el orden, programación, inversión y tipo de construcción y operación de elementos eléctricos de distribución, así como aquella infraestructura que se requiere para dotarlas de la funcionalidad de operación de redes inteligentes que se requiera, según su área de concesión.

45. PLANEAMIENTO OPERATIVO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL: Es la planificación que deberá efectuar el Cecon y que considerará variables eléctricas y energéticas para garantizar la realización del despacho de carga del SEN en forma estable, segura y confiable.

46. POTENCIA FUTURA: Es la posibilidad de entregar potencia de un generador a otro generador receptor, a cambio de una contraprestación económica y que se puede realizar como transacción en los procesos de transacciones de ocasión.

47. PREDESPACHO: Es la programación de las transacciones de energía del mercado mayorista en forma de compromisos individuales por generador con el objeto de cumplir con los compromisos contractuales o de ocasión que son validos y vigentes al momento de operar físicamente la generación eléctrica del SEN en orden de satisfacer la demanda eléctrica nacional y transacciones internacionales.

48. PRECIO ÚNICO Y DEFINITIVO: Corresponde al precio que se asigna a los contratos eléctricos multilaterales entre productores y distribuidores y que resulta de una subasta competitiva o del precio que se asigna a un proceso competitivo de transacciones ocasionales.

49. PROCESOS DE CONTRATACIÓN: Consiste en el conjunto de procedimientos, sistemas y organización, que inicia desde el diseño de los contratos, la concurrencia de ofertas en un proceso competitivo de subastas y finalmente la firma de los contratos entre los productores y las empresas distribuidoras.

50. PRODUCTO ELÉCTRICO: Es el bien que, por sus características físicas de energía y potencia, puede medido y transado en forma regulada el mercado eléctrico mayorista y en el sistema minorista.

51. PROCESOS DE SUBASTA EN EL MERCADO MULTILATERAL DE CONTRATOS: Consiste en el conjunto de acciones y procedimientos de acuerdo y que incluye sobre la base de un contrato tipo conocido previamente, la libre concurrencia de los productores con ofertas precio y cantidad para lograr bajo un mecanismo de competencia el derecho a firmar un contrato eléctrico con las empresas distribuidoras bajo un precio único y definitivo, en orden de satisfacer parte de la demanda eléctrica nacional al momento de estar listo y en operación su proyecto de generación eléctrica.

52. PRODUCTOR O GENERADOR: Es la empresa eléctrica dedicada a producir electricidad a partir de los recursos energéticos, para su venta en el mercado eléctrico nacional o regional.

53. POSTDESPACHO: Consiste en el cálculo de precios ex post y transacciones del mercado, que se realiza después del despacho en tiempo real, considerando las transacciones tanto nacionales como regionales.

54. RECTOR DEL SECTOR ENERGÍA: Corresponde al Minaet como institución encargada de ejercer la dirección política en los objetivos y metas del sector energía y las directrices para alcanzarlas y velar por su cumplimiento.

55. REGISTRO NACIONAL DE TÍTULOS DE PRIORIDAD DE DESARROLLO ELÉCTRICO: Es la base de datos que recoge toda la información correspondiente a los TPDE, y que permite realizar estudios sobre la constitución de la oferta de proyectos eléctricos en el ámbito nacional.

56. REGULADOR DEL SECTOR ENERGÍA: Es el órgano de desconcentración máxima de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, encargado de administrar la regulación del sistema eléctrico nacional en forma especializada.

57. SECTOR ENERGÍA: Es el conjunto de instituciones del Estado, operadores públicos y privados, y actividades que constituyen el sistema de suministro de energía nacional.

58. SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA: Es el servicio público que consiste en el transporte de energía eléctrica dentro de las redes eléctricas de distribución y entrega para su consumo final, con el objeto de satisfacer la demanda de electricidad dentro de su área de concesión.

59. SERVICIO DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA: Es el servicio público que consiste en el transporte de energía eléctrica dentro de las redes eléctricas de transmisión y que recibe la energía en un punto geográfico de la red y la entrega en otro punto geográfico distinto.

60. SISTEMA NACIONAL DE CUENTAS DE TRANSACCIÓN DE MERCADO: Es el sistema de medición mayorista del mercado y el modelo de liquidación de mercado cuyo objetivo es desarrollar la medición y el cálculo para elaborar el DCT.

61. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (SEN): Es el conjunto de elementos y componentes eléctricos interconectados en el ámbito nacional, incluyendo las redes eléctricas que se utilizan para su interconexión.

62. SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL: Es el conjunto de elementos y componentes eléctricos interconectados en el ámbito regional, incluyendo las redes que se utilizan para su interconexión.

63. SOLIDARIDAD ELÉCTRICA: Se refiere al principio por medio del cual se impone un sistema de transferencia de costos y beneficios, con respecto a los miembros que componen el mercado eléctrico, con el propósito de contribuir al modelo solidario de electricidad. Este principio se materializa a través de un canon de energía, creado, entre otros fines, para ayudar económicamente al financiamiento de proyectos eléctricos no rentables o subsidio de tarifas eléctricas, que tienen valor social dentro del subsector electricidad.

64. TRANSMISOR: Es la empresa eléctrica dedicada a proveer los servicios eléctricos de transmisión eléctrica.

65. TÍTULO DE PRIORIDAD DE DESARROLLO ELÉCTRICO (TPDE): Corresponde a los títulos que se conceden por un tiempo determinado a fin de individualizar un derecho para el desarrollo de un proyecto eléctrico y su avance, y crear un proceso inequívoco de desarrollo de proyectos y de seguridad de inversión.

66. USO MÚLTIPLE DE LOS RECURSOS NATURALES: Es el aprovechamiento simultáneo y complementario de los recursos naturales de forma integrada, que garantiza su disponibilidad óptima para diferentes usos, propósitos y actividades y que podrá ser reconocido económicamente en la regulación de precios del mercado.

67. VIDA ÚTIL DE LA PLANTA ELÉCTRICA: Criterio para definir el plazo de los contratos eléctricos normalizados entre los generadores y los distribuidores actuales.

CAPÍTULO II

TÍTULOS HABILITANTES DEL

TÍTULO DE PRIORIDAD DE DESARROLLO ELÉCTRICO (TPDE)

SECCIÓN I

DE LAS CONDICIONES DE OTORGAMIENTO DEL TÍTULO DE PRIORIDAD

DE DESARROLLO ELÉCTRICO (TPDE)

ARTÍCULO 4.- Definición y generalidades

El TPDE es un derecho real administrativo que otorga prioridad a una persona, física o jurídica, que desee desarrollar un proyecto de generación eléctrica, que estará en función del tipo de fuente energética, escala de producción, ubicación geográfica y nivel de estudios de preinversión, en relación con el avance y desarrollo para cumplir con plazos razonables definidos. El TPDE incluye, además, una prioridad del uso de la fuente energética nacional.

Todos los procesos de investigación o estudio de proyectos eléctricos de generación y que aspiren a conectarse al SEN o al SER, deberán tener un TPDE.

Los proyectos eléctricos cuyo propósito sea satisfacer la demanda eléctrica primaria pero sin estar interconectados al SEN, deben tener un TPDE.

ARTÍCULO 5.- Requisitos para otorgar un TPDE

La AAM para inscribir y otorgar los TPDE, deberá verificar que:

a) No exista otro TPDE o proyecto ya construido y otorgado en la misma área geográfica o que interfiera con la prioridad de uso de la fuente energética de otro TPDE.

b) Las personas físicas o jurídicas estén registradas en el ámbito nacional.

c) Que la persona solicitante goce de los permisos de acceso a las propiedades o se encuentre en proceso de adquirir los permisos de acuerdo con un cronograma razonable y justificado, o bien, obtenga la propiedad de las tierras donde se vaya a ubicar el proyecto.

d) En caso de que el solicitante sea parte de un grupo de interés económico, el TPDE deberá otorgarse a la empresa específica que lo solicite.

Los procedimientos para el otorgamiento de los TPDE, así como los plazos de vencimiento, se establecerán en el reglamento a esta Ley.

ARTÍCULO 6.- Niveles de avance

Los TPDE tendrán tres niveles de avance: perfil, prefactibilidad y factibilidad de proyecto.

Los TPDE serán necesarios para todas las obras directamente relacionadas con el proyecto de generación y su ubicación. La AAM definirá los criterios de clasificación de cada nivel de avance en el reglamento respectivo.

Los propietarios de TPDE deberán informar a la AAM acerca de cualquier cambio en la información proporcionada y del avance de los estudios.

ARTÍCULO 7.- Inactividad del proyecto

La AAM publicará la lista de proyectos eléctricos inactivos, con el fin de que los TPDE respectivos puedan venderse. La AAM determinará reglamentariamente el plazo de inactividad del proyecto, para declarar disuelto o nulo el TPDE, y proceder a retirarlo de la lista del registro de los TPDE de proyectos eléctricos inactivos.

ARTÍCULO 8.- Cesión del título

Estos títulos podrán cederse en el momento en que el propietario así lo desee. Sin embargo, su traspaso deberá notificarse a la AAM, la cual deberá dar la respectiva autorización en un plazo máximo de un mes calendario.

CAPÍTULO III

DE LAS CONCESIONES DE USO DEL AGUA Y APROVECHAMIENTO

DE LAS FUERZAS HIDRÁULICAS ASOCIADAS PARA

LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

ARTÍCULO 9.- La autorización para el otorgamiento de la concesión para el uso del agua y aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica correspondiente a esta Ley, se regirá por el procedimiento, requisitos, plazos, prórrogas, derechos y obligaciones del concesionario, cesión, modificación, caducidad y extinción de la concesión, fiscalización y control, infracciones administrativas, sanciones y el régimen de cánones, establecido en los artículos 2, 3, siguientes y concordantes de la Ley N.º 8723, de 22 de abril de 2009, “Ley Marco para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica”.

ARTÍCULO 10.- Aplicación de normas

Las normas establecidas en este capítulo son de carácter imperativo e irrenunciable, y en caso de discrepancia, prevalecerán sobre las anteriores. Se deroga cualquier otra norma que se le oponga.

El ICE y sus empresas podrán hacer uso y aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica, que se establece en esta Ley. Para ello deberán informar al Registro Nacional de Concesiones de Aprovechamiento de las Aguas, cada vez que requieran hacer uso del agua, con el fin de mantener actualizada la información del Registro. Además, el ICE y sus empresas, al igual que las otras empresas de generación eléctrica, deberán cancelar al Minaet el canon de aguas que este Ministerio establezca e incluir la planificación y desarrollo de los proyectos hidroeléctricos que ejecuten en el ámbito nacional en el Plan Nacional de Gestión Integrada de los Recursos Hídricos.

En caso de conflicto entre el ICE, sus empresas y otros operadores, al Minaet le corresponderá resolver, mediante una resolución razonada y según las políticas establecidas en el Plan Nacional de Energía.

ARTÍCULO 11.- Concesión a los operadores con contratos firmes en el mercado mayorista

Los operadores que sean generadores eléctricos, que utilicen las fuerzas hidráulicas y que cuenten con un contrato eléctrico en firme en el mercado mayorista nacional, tendrán la concesión para el uso del agua y aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para generación hidroeléctrica, con un trámite ágil y expedito ante el Minaet, por el plazo y magnitud de fuerza hidráulica que se indique en sus proyectos de generación según su TPDE.

CAPÍTULO IV

DE LAS CONCESIONES Y AUTORIZACIONES PARA EL SERVICIO DE

TRANSMISIÓN O DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

ARTÍCULO 12.- Ente encargado de otorgar las concesiones para el servicio de transmisión o de distribución eléctrica

La Aresep será el ente encargado de otorgar la concesión para el servicio de transmisión o de distribución eléctrica en una determinada área geográfica. Se exceptúan las concesiones otorgadas por ley específica.

ARTÍCULO 13.- Instalación de redes públicas

Las autoridades titulares del dominio público podrán autorizar la instalación de redes públicas de electricidad en áreas de protección ambiental denominadas patrimonio natural del Estado, todo conforme con la normativa vigente.

Los operadores de estas redes deberán cubrir los costos, los eventuales daños y perjuicios que puedan ocasionar la construcción y operación de las redes. Asimismo, deberán cancelar un canon cuyo valor será fijado por la Dirección General de Tributación.

Los operadores de las redes públicas de electricidad podrán instalar dichas redes en propiedad privada, previo acuerdo con el propietario del inmueble respectivo. Cuando el operador de redes públicas de electricidad y el propietario o poseedor del bien de dominio privado no lleguen a un acuerdo respecto del traspaso o la afectación del inmueble, el operador de la red podrá recurrir al Ministerio Rector para que promueva el proceso de expropiación forzosa o de imposición de la servidumbre solo en aquellos casos donde exista probada necesidad nacional y relevancia de cumplimiento de objetivos nacionales para dicho proyecto.

ARTÍCULO 14.- Proceso de expropiación para el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica o de corredores asociados a proyectos de generación

El proceso administrativo de expropiación y la constitución de las servidumbres necesarias para el desarrollo de un proyecto de transmisión eléctrica o de corredores asociados a proyectos de generación, deberá realizarse en un plazo máximo de treinta días calendario, a partir de comunicado el criterio técnico sobre el precio del bien por expropiar, emitido por el perito de la empresa interesada, sea pública o privada. Si pasado ese plazo no se llega a un acuerdo del precio, las partes deberán designar un panel de peritos. Para tal efecto el Minaet emitirá la declaratoria de interés público, previa recomendación de la AAM.

La terna para este panel se compondrá de la siguiente forma: un perito propuesto por el desarrollador, otro propuesto por el propietario del inmueble y otro designado de común acuerdo; si para este último no existe acuerdo, el Minaet designará al tercer perito. El panel de peritos tendrá un tiempo no mayor de sesenta días calendario para emitir su recomendación de precio, la cual corresponderá al avalúo administrativo sobre el bien que se desee adquirir. Los gastos y honorarios del panel de peritos serán cubiertos por el interesado en la expropiación.

El propietario del inmueble deberá comunicar, por escrito, al desarrollador la aceptación del avalúo administrativo sobre el precio, en un plazo de ocho días naturales. En caso de no aceptarse el avalúo administrativo, se deberán presentar las diligencias de expropiación, de acuerdo con la ley vigente, con la salvedad de que el proceso deberá resolverse en el propio sitio, con la presencia de los peritos que efectuaron el avalúo en vía administrativa y un perito de la nómina del Poder Judicial. El plazo en sede judicial para resolver la puesta en posesión del bien y la determinación de justo precio, será de noventa días calendario, cuyo incumplimiento implicará las responsabilidades que establece el Código Procesal Contencioso-Administrativo para el juez de instancia.

Todo lo que no se contemple en esta Ley en materia de servidumbres y expropiaciones aplicará la Ley de Expropiaciones, N.° 7495 o bien, la Ley de adquisiciones, expropiaciones y constitución de servidumbres del ICE N.° 6313, según corresponda.

ARTÍCULO 15.- Requisitos para el otorgamiento de la concesión para el servicio de transmisión y de distribución eléctrica

Los requisitos necesarios para el otorgamiento de la concesión para el servicio de transmisión y de distribución eléctrica, y las obligaciones y derechos del concesionario se establecerán el Reglamento de esta Ley.

CAPÍTULO V

ARTÍCULO 16.- Creación de la Oficina de Ventanilla Única del subsector electricidad (VUSE)

Se crea la oficina de Ventanilla Única del Subsector Electricidad, como un órgano técnico-jurídico con desconcentración máxima adscrito al Ministerio Rector, con independencia funcional y administrativa en el desempeño de sus atribuciones, sin embargo tendrá personería jurídica instrumental para contrataciones de personal y adquisición de bienes y servicios, lo cual obtendrá del canon que establezca esta norma. Se compondrá por dos órganos colegiados como mínimo, el primero observará todo lo referente a la recepción y admisibilidad de las gestiones que se le presenten y el segundo, sobre la gestión y disciplina de las instituciones que se encuentren vinculadas para acreditar a un sujeto como participante del subsector electricidad.

La oficina tendrá como propósito unificar en un solo procedimiento y concentrar en esa dependencia administrativa la recepción, admisión y gestión de todos los trámites relacionados con títulos habilitantes, concesiones, permisos, autorizaciones o cualquier otro que el ordenamiento exija para realizar cualquiera de las actividades que regula la presente Ley. La Administración Pública y sus órganos tendrán siempre el deber de resolver cada uno de los trámites o gestiones dentro del plazo específico que determine el ordenamiento o el que al efecto dicte este órgano mediante resolución motivada. El no hacerlo se reputará como falta gravísima.

Con ese objeto, la Oficina de Ventanilla Única, deberá mantener estrechas relaciones de planificación, programación, dirección y coordinación ante cada una de las dependencias administrativas vinculadas en el objeto de la presente Ley, bajo un modelo de gestión unificada, que le facilitará obtener en tiempo y forma de todos los actos o conductas administrativas que hayan sido solicitadas y que cumplan con los requisitos que la ley exija para ser participante del subsector eléctrico. Los plazos y términos de cada uno de los procedimientos destinados a cada una de las dependencias o instituciones de la Administración, podrán ser reducidos o anticipados, por razones de oportunidad, conveniencia o urgencia, mediante resolución motivada que dicte el encargado de este órgano de gestión unificada.

Todas las instancias del Estado involucradas en el modelo de gestión unificada, deberán garantizar una conexión basada en tecnologías de infocomunicación que garantice la agilidad y rápida coordinación con la VUSE.

ARTÍCULO 17.- Competencias y atribuciones de la Oficina de Ventanilla Única del Subsector electricidad (VUSE)

Serán funciones de la Oficina de Ventanilla Única del subsector electricidad:

1. Realizar la planificación, programación y cronogramas sobre cada uno de los trámites que exige el ordenamiento para ser participante de cualquiera de las actividades del subsector electricidad. Esta labor deberá ser revisada cada dos años, a fin de maximizar los plazos de entrega de cada conducta o acto administrativo necesario para operar en el mercado eléctrico.

2. Publicar en el diario oficial La Gaceta y en un diario de circulación nacional, la planificación, programación, cronogramas y los requisitos que exige la Administración Pública para realizar cada una de las actividades del subsector electricidad. En especial se deberá distinguir los plazos que tiene la Administración para cada gestión respectivamente y la responsabilidad existente.

3. Brindar información a los interesados sobre los trámites y requisitos que se requieren para ser un participante del subsector electricidad.

4. Recibir, admitir y trasladar a cada unas las instituciones o dependencias administrativas pertinentes, cada una de las solicitudes que se presenten para resultar participante del subsector electricidad. Lo anterior de conformidad con las reglas de la Ley N.º 8220, Ley de protección al ciudadano de exceso de requisitos y trámites administrativos.

5. Implementar el cronograma y exigir los plazos dispuestos ante cada una de las dependencias o instituciones de la Administración respectivamente.

6. Mantener las respectivas relaciones de programación, coordinación y dirección con una de las dependencias u órganos de la Administración respectivamente para obtener en tiempo y en forma todos los actos o conductas administrativas que se necesiten para ser participante del subsector eléctrico.

7. Realizar los procedimientos administrativos disciplinarios por incumplimiento de los plazos que determine la ley respectiva o aquellos que hayan determinados por resolución motivada. El director de la Oficina Ventanilla Única queda autorizado para dictar el acto de inicio del procedimiento, nombrar a su órgano director y emitir el acto final del proceso, de conformidad con las reglas del procedimiento que dispone la Ley general de la Administración Pública, salvo norma en contrario.

Solo serán admisible atrasos de tiempo, originados por causas de fuerza mayor. La responsabilidad civil del funcionario originada por incumplir con un plazo del trámite no podrá ser inferior a diez, ni superior a veinte salarios base según lo establecido en la Ley N.º 7337. Si los atrasos son originados por parte de las instancias del Estado, se aplicará puntos negativos en el expediente de desempeño de los jerarcas correspondientes y formará parte de las causas por incumplimiento de deberes y para tal efecto se reglamentará esta Ley.

8. Dictar la resolución definitiva, con mención suscinta de cada uno de los requisitos otorgados por cada uno de las instituciones o dependencias administrativas, la cual presentará el interesado ante la Autoridad del Mercado Eléctrico para que lo incluya como participante del subsector electricidad.

9. Otros aspectos de organización así establecidos en el Reglamento que se confeccione al efecto de conformidad con el artículo 59 de la Ley general de la Administración Pública.

TÍTULO II

DEL SECTOR ENERGÍA Y EL MERCADO ELÉCTRICO

CAPÍTULO I

DEL SECTOR ENERGÍA

ARTÍCULO 18.- Creación del Sector Energía

Créase el Sector Energía, compuesto por el subsector electricidad y el subsector combustibles. El Sector Energía lo conforman el Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, las entidades u órganos de administración y operación del mercado, los operadores de la industria que proveen productos o servicios de energía y las personas físicas o jurídicas que consuman energía a nivel nacional.

Las entidades del subsector electricidad comprenden, sin limitarse a ellas, las siguientes instituciones, empresas y entidades: el Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (Minaet), la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep), la Autoridad Administradora del Mercado (AAM), el Centro de Control Nacional (Cecon) del ICE, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia Sociedad Anónima (ESPH), la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (Jasec), el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y sus empresas, las cooperativas de electrificación rural, los generadores privados y los operadores regionales, los consumidores nacionales de energía eléctrica.

Las entidades del subsector combustibles comprenden, sin limitarse a ellas, las siguientes instituciones, empresas y entidades: el Minaet, la Aresep, la Refinadora Costarricense de Petróleo, (Recope), las empresas públicas, las empresas privadas, los operadores privados y los consumidores nacionales de combustible.

ARTÍCULO 19.- Rectoría del sector energía

La rectoría del sector energía la ejercerá el Ministerio del Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (Minaet). El Minaet formulará y dictará la política energética nacional, los planes, objetivos y metas del Sector Energía, así como las directrices para alcanzarlos, y vigilará su cumplimiento.

ARTÍCULO 20.- Regulación del Sector Energía

La regulación del Sector Energía para brindar el servicio público de la energía, estará a cargo de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. El modelo de regulación será normado y transparente, por lo que se establecerá vía reglamento en sus detalles de fuentes de información, bases de cálculo y parámetros de cálculo competitivos, así como procesos en términos de actividades y tiempo que definirán el cronograma de fijación de tarifas o regulación de precios. La política de regulación, así como aquellos parámetros de cálculo competitivo necesarios para el cumplimiento de las metas energéticas futuras del sector energía, será establecido en el Plan Nacional de Energía. La Aresep fijará las tarifas o regulación de precios para las actividades que la ley indique, revisará periódicamente el comportamiento del Sector Energía e implementará las acciones regulatorias que consoliden un sistema competitivo, identificará los casos de prácticas contrarias a esta Ley y aplicará las sanciones correspondientes que se determinen mediante un debido proceso. Coadyuvarán a la función regulatoria las entidades del mercado como la AAM y el Cecon, en aquellos aspectos que la presente Ley y sus reglamentos indique.

ARTÍCULO 21.- Creación mercado eléctrico mayorista y su relación con el modelo energético nacional

Créase el mercado eléctrico mayorista con el propósito de garantizar las mejores condiciones de costo, calidad, seguridad e inversión de los servicios eléctricos y la organización de las transacciones de energía eléctrica en cumplimiento de las condiciones preexistentes del subsector electricidad.

La rectoría del sector energía establecerá el modelo energético nacional con base al balance energético nacional incluido las fuentes productoras o proveedores de energía primaria, los proveedores de productos o servicios de energía, empresas de transporte, empresas de distribución y comercialización y los consumos de energía nacional. Sobre esta base establecerá las cualidades del modelo energético nacional futuro que la Política Energética Nacional requiere, estableciendo para ello los objetivos de crecimiento y desarrollo de la industria eléctrica nacional en términos de calidad, seguridad y confiabilidad y precio esperable de la energía, así como los objetivos y metas de descarbonización del sector energético y de electrificación de medios de transporte nacional, sobre esta base se definirá en forma técnica el Plan Nacional de Energía que definirá las condiciones preexistentes al mercado eléctrico mayorista.ARTÍCULO 22.- Entes del mercado eléctrico

Los entes del mercado son organizaciones o instituciones que tienen como fin esencial servir a la implementación de las normas de ley y reglamentos, con el objeto de que el mercado funcione como un instrumento que garantice las mejores condiciones de costo, calidad, seguridad e inversión y se cumplan los objetivos y metas establecidos en la planificación según la presente Ley. Las competencias y acciones de los entes del mercado eléctrico serán considerados servicios públicos. Son entes de mercado la AAM, el Cecon del ICE, el ICE en sus actividades de transmisión y distribución, y las empresas de distribución en su actividad de distribución.

ARTÍCULO 23.- Operadores o agentes del mercado eléctrico

Los operadores o agentes de mercado corresponden a las empresas de generación, distribución, transporte, comercialización y grandes consumidores. Las empresas de generación no pueden realizar actividades de distribución o transmisión salvo las excepciones indicadas en la presente Ley. Las empresas de transmisión y distribución tienen la obligación de brindar el servicio de transporte de acuerdo con la regulación técnica y comercial dispuesta, así como brindar el servicio de transmisión o distribución a tarifas reguladas y garantizar el libre acceso de los agentes a sus redes de acuerdo con la normativa técnica vigente.

ARTÍCULO 24.- Distinción de productos y servicios eléctricos del sector eléctrico

Los productos y servicios eléctricos que se transan en el mercado, serán de naturaleza particular y estarán sometidos a esquemas donde se favorezca la no discriminación y participación plena y sin restricciones de todos los operadores de mercado bajo competencia. Tendrá una regulación que los delimite en sus características de calidad y economía.

Los servicios públicos, son aquellos que se ofrecen sin distinción a todos los operadores del mercado o consumidores eléctricos finales que los requieren y tendrán como característica principal el libre acceso, la universalidad y condiciones económicas establecidas por medio de una tarifa. Son servicios públicos el de transmisión, distribución y la satisfacción de la demanda eléctrica al consumidor final por medio de una red de transmisión o distribución eléctrica. La generación eléctrica que bajo contratos multilaterales o transacciones de ocasión que sirva para satisfacer la demanda eléctrica nacional según el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica, será también considerada servicio público.

CAPÍTULO II

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL SECTOR ELÉCTRICO

SECCIÓN I

DISPOSICIONES GENERALES

ARTÍCULO 25.- Condiciones preexistentes al mercado eléctrico

Constituyen condiciones preexistentes al mercado eléctrico:

a) Los objetivos de calidad, seguridad y confiabilidad de la energía eléctrica, entre otros que define la presente Ley.

b) Los objetivos y metas de composición por fuentes energéticas primarias de la energía eléctrica que se consumen finalmente en el país.

c) Los objetivos y metas que se plantean en el modelo energético nacional en términos de descarbonización y electrificación de medios de transporte y que se traducen en compromisos de crecimiento y desarrollo del subsector eléctrico y que definen los objetivos y parámetros de regulación tanto de tarifas eléctricas como de filtro regulatorio para el mercado mayorista eléctrico que sirven para el logro de esos objetivos.

ARTÍCULO 26.- Procesos del mercado eléctrico mayorista

El mercado eléctrico mayorista contiene cuatro procesos jerarquizados:

a) La planificación energética nacional y la planificación de la satisfacción de la demanda eléctrica.

b) La realización de la subasta centralizada de contratos y la consecuente firma de contratos multilaterales eléctricos, diseño de los contratos normalizados y el diseño de los productos comerciables en el mercado tanto para contratos multilaterales como para transacciones de ocasión.

c) Los procesos comerciales de predespacho y post-despacho donde quedan en firme las obligaciones de contratos eléctricos o productos eléctricos.

d) La operación de despacho para implementar las obligaciones técnicas y comerciales acordadas en los contratos multilaterales, bilaterales y productos eléctricos.

ARTÍCULO 27.- Transacciones en el mercado eléctrico mayorista

En el mercado eléctrico mayorista, se realizan tres tipos de transacciones:

a) Multilaterales de contratos.

b) Bilaterales de contratos.

c) De ocasión.

ARTÍCULO 28.- Jerarquía de las operaciones

La AAM y el Cecon ejecutarán las obligaciones técnicas y comerciales acordadas en los contratos eléctricos y compromisos en firme de las transacciones de ocasión. Le corresponderá a la AAM realizar el predespacho y el postdespacho de mercado, y al Cecon los despachos. El Reglamento a la presente Ley determinará la forma en que estos procesos interactúan, transfieren información y se coordinan.

El orden jerárquico de ejecución de los procesos de predespacho, despacho y post-despacho es el siguiente:

a) Contratos multilaterales.

b) Contratos bilaterales.

c) Transacciones de ocasión.

SECCIÓN II

DE LA PLANIFICACIÓN

ARTÍCULO 29.- Tipos de planificación y categoría de la prestación

Las fuentes de energía y el mercado eléctrico se desarrollarán mediante una planificación energética, de índole superior, que brindará las pautas generales para concebir otra específica que satisfaga la demanda eléctrica nacional, denominada planificación de la satisfacción de la demanda eléctrica (PSDE). Cada una de estas planificaciones deberá estar coordinada estrechamente en forma continua y recíproca.

La planificación energética y la planificación para la satisfacción de la demanda eléctrica, su conceptualización, desarrollo e implementación, se considerarán como una actividad de servicio público inherente al Estado.

ARTÍCULO 30.- Prioridad de la planificación

La planificación energética otorgará prioridad al desarrollo y explotación de las fuentes renovables existentes en el país. Ese será el parámetro para su conceptualización e implementación, y regirá también para la planificación de la satisfacción de la demanda eléctrica. Esta planificación deberá buscar satisfacer la demanda energética y la del subsector electricidad, al mejor costo posible para la sociedad, desde la perspectiva de la seguridad, confiabilidad y calidad energética.

ARTÍCULO 31.- Planificación energética

El Ministerio Rector será el responsable de efectuar la planificación energética nacional, la cual incluye, como mínimo, la determinación de los objetivos y metas energéticas nacionales, y en particular para el subsector electricidad. El Plan Nacional de Energía se revisará cada seis años.

En el proceso de formulación del Plan Nacional de Energía, será obligatoria la consulta a la Autoridad Administradora del Mercado (AAM). El criterio rendido no será vinculante para efectos de esta planificación, pero servirá como parámetro para uniformar la política deseada entre la AAM y el Minaet.

ARTÍCULO 32.- Consideraciones para la formulación del Plan Nacional de Energía (PNE)

El Plan Nacional de Energía deberá incluir en su formulación, sin limitarse a estos, los siguientes aspectos:

a) La transformación vía descarbonización del modelo energético nacional.

b) La electrificación de medios de transporte.

c) Seguridad.

d) Calidad, continuidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica.

e) Las tendencias más probables de innovación de tecnologías de la industria energética.

f) Variables ambientales que afecten la sostenibilidad del recurso primario de energía renovable.

g) Los efectos del cambio climático en la disponibilidad de los recursos energéticos primarios.

h) Uso múltiple de los recursos naturales de los proyectos de energía cuando estos apliquen.

i) Uniformidad, flexibilidad y adaptabilidad de los servicios y productos.

j) Planes de contingencia ante situaciones de riesgo que puedan afectar el consumo de energía a nivel nacional.

ARTÍCULO 33.- Ejecución y desarrollo del PNE

La Autoridad Administradora del Mercado (AAM) deberá implementar el Plan Nacional de Energía en lo que corresponda desarrollar al subsector electricidad, por lo que utilizará como parámetros de Planificación de la Satisfacción de la Demanda Eléctrica (PSDE) aquellos objetivos y metas que define el PNE.

Así mismo, la AAM deberá publicar los parámetros técnicos con que se cumplirán las metas de planificación energética propuestas, junto con el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica (PSDE), en el subsector electricidad.

ARTÍCULO 34.- Administración centralizada del mercado y la planificación eléctrica para la satisfacción de la demanda como servicio público

La administración centralizada del mercado mayorista y la planificación eléctrica para la satisfacción de la demanda eléctrica primaria es una actividad de servicio público, bajo la tutela de la Autoridad Administradora del Mercado (AAM).

La AAM contribuirá, apoyará y asesorará en los procesos que realicen tanto el Ministerio Rector como la Aresep. Revisará permanentemente el comportamiento del subsector electricidad, e informará a la Aresep sobre las medidas correctivas que consoliden un mercado competitivo.

ARTÍCULO 35.- Mapa de regionalización energética

El Minaet elaborará el mapa de regionalización energética, el cual definirá las variables ambientales y recursos energéticos en los ámbitos geográfico, local, regional y extrarregional, que formarán parte integral del Plan Nacional de Desarrollo Urbano. La existencia de una fuente energética en el territorio nacional se considerará como un uso de suelo preexistente y prioritario para efecto de la planificación urbana o del ordenamiento territorial.

SECCIÓN III

PLANIFICACIÓN DE LA SATISFACCIÓN DE LA

DEMANDA ELÉCTRICA NACIONAL

ARTÍCULO 36.- Ejecución del PSDE

La AAM está obligada a conceptualizar, desarrollar y ejecutar el Plan de Satisfacción de la Demanda Nacional Eléctrica (PSDE). Este incluirá la programación de los procesos de subasta, caracterizados por el tipo de fuente de energía y cantidades de potencia y energía por contratar, que garantice la satisfacción de la demanda eléctrica futura no cubierta por producción proyectos de generación eléctrica, vía el compromiso firme en contratos eléctricos multilaterales. La satisfacción de la demanda primaria destinada a los usuarios, por parte de las empresas distribuidoras en su zona de distribución, deberá realizarse con márgenes de seguridad, los cuales formarán parte de los criterios de seguridad que establezca la planificación eléctrica nacional del PSDE.

Como resultado de esta planificación de la satisfacción de la demanda eléctrica se determinará la cantidad de subastas centralizadas que se requiere realizar, la fecha de su realización, el tipo de energía primaria en que se basarán y los valores de escala de producción de los proyectos individuales que se espera participen como parte de la oferta de los operadores de mercado según el registro de nacional de los TPDE.

Las características según tipo de base energética primaria y características generales de producción del proyecto de generación que se esperan en los participantes de la subasta, serán la base fundamental de consideración para el diseño de los contratos eléctricos multilaterales que se firmarán entre productores y distribuidores, según el resultado de la subasta.

El PSDE deberá incluir dentro de sus variables técnicas las características y tiempos de los procesos de contratación eléctrica asociados al tipo de proyecto generación que se encuentra asociado a las subastas y que consisten en las siguientes etapas: formulación y diseño de contratos eléctricos multilaterales según tipo de proyecto de generación esperado, subastas según el tipo de proyecto de generación esperado, firma de contratos, construcción de proyecto y puesta en operación de proyecto (cuando esto aplique) y ejecución comercial de contratos.

Los procesos de contratación podrán variar en tiempo y plazos de sus etapas según el tipo de proyecto de generación y su contrato multilateral eléctrico asociado. Los contratos normalizados serán diferentes en la medida que sean diferentes: el tipo de fuente energética, la escala de producción, si los proyectos corresponden a inversiones nuevas o a renovaciones de contratos y el tiempo mínimo de recuperación de la inversión razonable considerando la vida útil del tipo de proyecto.

ARTÍCULO 37.- De la demanda eléctrica en el PSDE

Le corresponde a la AAM estudiar el crecimiento futuro de la demanda eléctrica nacional del subsector electricidad con el objeto de garantizar la satisfacción de la demanda eléctrica de energía y potencia a nivel nacional por medio de los mecanismos de contratación indicados por la presente Ley, de acuerdo con la información de demanda eléctrica que reporten cada empresa de distribución y los grandes consumidores eléctricos del país. Paralelamente, el resultado de estos estudios deberá informarse a la Aresep.

Las empresas de distribución serán responsables de la satisfacción del servicio eléctrico de distribución correspondiente en sus áreas geográficas de concesión y que se les brinda a los consumidores finales eléctricos.

La AAM estimará el crecimiento de la demanda mayorista, mediante un procedimiento general y una metodología previamente aprobados por la Aresep.

ARTÍCULO 38.- Planificación con fuentes energéticas no renovables

La incorporación de una fuente no renovable en el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica (PSDE), requerirá de una autorización previa del Ministerio Rector que deberá ser incluida en la planificación energética nacional.

ARTÍCULO 39.- Ajustes en el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica para cumplir el PNE

La AAM podrá ajustar el PSDE, previa comunicación al Minaet, en aquellos casos en que se ha dado una imposibilidad real para cumplir las metas energéticas del PNE. Dichos cambios deberán realizarse de forma que se le otorgue prioridad a la explotación de fuentes de energías renovables y según la política indicada en el PNE.

ARTÍCULO 40.- Elementos fundamentales a tomar en cuenta para la satisfacción de la demanda eléctrica

El proceso de planificación de la satisfacción de la demanda eléctrica, se considerarán como mínimo los siguientes elementos:

a) Las características esperables de los proyectos de generación y el diseño preliminar de sus contrato tipo asociados.

b) El proceso de subastas y la definición de sus reglas.

c) El cronograma de los procesos de contratación.

El cronograma de los procesos de contratación deberá considerar los tiempos razonables de estudios, financiamiento y construcción de los proyectos, según el tipo de contrato.

ARTÍCULO 41.- Simulaciones para la satisfacción de la demanda eléctrica

La AAM realizará simulaciones que semejen las ofertas agregadas en un proceso de subastas como parte de la satisfacción de la demanda eléctrica mayorista para lo cual podrá utilizar la información que provenga del registro de TPDE. La AAM utilizará la información que proviene de estos estudios de simulación en el ejercicio de formulación de Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica (PSDE) y deberá revisar y modificar los parámetros de conformación de la oferta de compra (sea el proceso de subastas o el diseño de contratos normalizados), si en los procesos de los estudios y simulaciones se carece de ofertas para satisfacer la demanda mayorista eléctrica, o bien, si se visualizan problemas de concentración singular de ofertas que puedan afectar el comportamiento competitivo de la oferta y para tal caso deberá informar de sus hallazgos a la Aresep.

ARTÍCULO 42.- Medidas de seguridad energética nacional

Si por motivo razonado de seguridad energética o conveniencia económica nacional, declarado por el Ministerio Rector del sector energía y previa solicitud de la AAM, se requiera de un tipo de energía de la que se puede disponer de proyectos de generación en el futuro, la AAM podrá realizar el adelantamiento del proceso de subasta, previsto por el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica, o agregar un nuevo proceso de subastas para crear una reserva energética basada en contratos eléctricos multilaterales, de manera que los desbalances contractuales de estos puedan colocarse en el mercado eléctrico centroamericano y sirvan como pago total o parcial contractual de la operación comercial de estos contratos eléctricos multilaterales a nivel nacional.

ARTÍCULO 43.- Equilibrio económico y financiero entre la satisfacción de la demanda primaria y el mercado mayorista

La Aresep deberá garantizar siempre el equilibrio entre la satisfacción de la demanda primaria en el nivel minorista y aquellas obligaciones financieras y económicas que se originen, sea por transacciones de contratos multilaterales o transacciones de ocasión, en el mercado mayorista eléctrico. Para ello, deberá garantizar siempre que los precios únicos y definitivos que resulten de los procesos de subastas, y que hayan pasado por el mecanismo competitivo y regulador especificado por la Aresep sean incorporados en forma ágil y pronta en las tarifas eléctricas. Para lo que se determinará, vía reglamento, un modelo contable estándar de costos que integre en forma transparente y por medio de sistema de información que garanticen la actualización regular de la información y el manejo en forma digital de la misma. El precio único y definitivo que se asigna a los contratos multilaterales formará parte de las variables de costos que determinará la estructura de costos tarifaria a nivel de servicio eléctrico al consumidor eléctrico final.

Los procesos de fijación tarifaria y el modelo contable estándar de costos a que se refiere el presente artículo, quedarán definidos en tiempo, actividades, cuentas contables y parámetros por el Reglamento a la presente Ley.

ARTÍCULO 44.- Excepción al proceso de planificación

La declaratoria de un estado de emergencia de parte del ente rector, exige que la AAM presente, al Ministerio Rector, un plan estratégico que resuelva en el menor tiempo posible y con el menor impacto al mercado y al suministro de energía, según el marco legal existente. También se considerará caso de excepción aquella condición donde, por imposibilidad tecnológica o técnica, no se pueda lograr la satisfacción de la demanda eléctrica basada en fuentes de energías renovables. Para tal caso, la AAM deberá solicitar al Minaet la autorización para realizar procesos de contratación que se basen en energía eléctrica basada en fuentes no renovables de energía. Estos procesos deberán establecer contratos que tengan plazos de término razonables, que permitan la sustitución de las fuentes energéticas no renovables por renovables. Para los casos de excepción a la planificación de la satisfacción eléctrica, la AAM queda autorizada a realizar procesos de contratación eléctrica directa de ser necesario, pero sujetos a un estudio competitivo y comparativo de opciones de proveedor, esta contratación se individualizará en contratos eléctricos multilaterales entre productor y empresas distribuidoras.

ARTÍCULO 45.- Obligación de participación en el proceso de subastas

Todo operador del mercado nacional que posea un TPDE con factibilidad concluida, tendrá la obligación de participar en el mercado nacional cuando existan procesos de subastas que correspondan al tipo de proyecto de su TPDE y la de fecha de ejecución de estas subastas se encuentre a un tiempo menor de un año. Todos los operadores de mercado nacional en la condición del presente artículo y que deseen participar en el mercado eléctrico regional, deberán pasar por el examen de seguridad energética que ejecutará la AAM y contar con una aprobación explícita del Minaet, el cual, mediante una resolución, hará expresa la aprobación y sus condiciones.

SECCIÓN IV

PROCESOS DE TRANSACCIONES MULTILATERALES

DE MERCADO ELÉCTRICO

IV. I

Aspectos generales

ARTÍCULO 46.- Objeto y etapas de los proceso de transacciones multilaterales de mercado

El objeto de los procesos de contratación de los contratos multilaterales consiste en la formalización y ejecución de un conjunto de contratos eléctricos normalizados que satisfacerán un bloque de demanda eléctrica en condiciones de cantidad, precio, calidad y seguridad, entre otras condiciones preestablecidas para el mercado eléctrico mayorista.

Los procesos de transacciones multilaterales consisten en las siguientes etapas: formulación y diseño de contratos eléctricos, cronograma y procesos de subastas según el tipo de contrato eléctrico, firma de contratos y ejecución de contratos.

ARTÍCULO 47.- Participantes de las transacciones multilaterales

Los participantes de las transacciones multilaterales serán las empresas de generación que posean contratos multilaterales válidos y las empresas de distribución en su actividad de distribución. La selección de los participantes en los contratos de transacciones multilaterales de contratos se realiza mediante la subasta diseñada bajo mecanismos de competencia de un bloque de demanda eléctrica futura no contratada, que se puede satisfacer con la producción de los operadores seleccionados y normada bajo contratos eléctricos normalizados de las empresas generadoras nacionales o regionales, empresas comercializadoras y empresas de distribución en su actividad de generación.

Una vez declarado en firme el proceso de subasta, cada contrato eléctrico multilateral, por operador ofertante, quedará individualizado en varios contratos según la cantidad y la empresa distribuidora. La cantidad de cada uno de esos contratos se calculará en forma proporcional a la participación de la demanda eléctrica de cada empresa de distribución, en la demanda nacional primaria total, con exclusión de la demanda primaria satisfecha por los contratos bilaterales. Cada uno de estos contratos individuales se firmará entre la empresa productora seleccionada y cada una de las empresas distribuidoras en su actividad de distribución.

IV. II

CONTRATOS ELÉCTRICOS MULTILATERALES

ARTÍCULO 48.- Naturaleza de los contratos eléctricos multilaterales

Los contratos en el mercado mayorista serán diseñados, aprobados, ejecutados en sus condiciones comerciales y fiscalizados por la AAM. Serán contratos de adhesión, regidos por el derecho común, concebidos para satisfacer las características del sistema eléctrico, en forma normalizada y por un plazo determinado, entre otras características que esta Ley desarrolla.

ARTÍCULO 49.- Requisitos esenciales del diseño de contratos eléctricos multilaterales tipo

La incorporación de las variables esenciales en el diseño previo de cada contrato, será una competencia inherente a la AAM. Como requisitos mínimos, en cada diseño se observarán:

a) Los tipos de productos por contratar.

b) Escala productiva.

c) Fuente energética.

d) Si procede de un proyecto con inversión ya pagada o de nueva construcción.

e) Eventuales fórmulas de ajuste del precio, para preservar el equilibrio financiero contractual de conformidad con el Reglamento de la presente Ley.

f) Medición del producto y disponibilidad temporal de este.

g) Plazo contractual.

h) Tiempo de construcción del proyecto.

i) Fecha de entrada comercial.

j) Garantía financiera por incumplimientos.

k) Causas de incumplimiento de acuerdo con el Reglamento de esta Ley.

ARTÍCULO 50.- Adelantamiento o atraso de la fecha de entrada en operación del proyecto con respecto a lo establecido por contrato

En el caso de adelantamiento de la fecha de entrada en operación del proyecto con respecto a lo establecido por contrato el interesado podrá solicitar la autorización a la AAM parar ampliar el plazo contractual por el término del adelanto y adelantar la fecha de inicio del contrato.

En el caso de que no se otorgue la autorización, los servicios y productos del interesado se considerarán excedentes extracontractuales hasta la fecha del contrato original y podrán ser colocados en los procesos de transacciones de ocasión.

Los contratos incluirán cláusulas penales que prevean las consecuencias por atrasos en el inicio de la operación comercial, así como las multas correspondientes. Para el cálculo de cada multa, se tomarán en consideración los daños y los perjuicios para el comprador provocados por el atraso en la implementación del contrato, o cualquier otro que se le atribuya en forma directa. Se excluyen de estas condiciones los atrasos causados por fuerza mayor o caso fortuito. La producción que se entregue a SEN como parte de las pruebas operativas de proyecto, antes de su fecha de entra en operación comercial, será colocada en los procesos ocasionales de mercado.

ARTÍCULO 51.- Promoción de la competencia

La AAM diseñará los contratos tipo y procesos de subasta para promover la libre concurrencia y competencia, y reflejar un grado de participación máximo posible de todos los operadores productores del mercado eléctrico mayorista.

ARTÍCULO 52.- Despacho, operación comercial y liquidación centralizada comercial de los contratos multilaterales

En el diseño de los contratos eléctricos normalizados multilaterales, estará incorporada una condición expresa o implícita que obligue al despacho centralizado de carga, y la obligación de liquidación comercial de estos bajo el sistema centralizado de liquidación de mercado de AAM. Los contratos eléctricos multilaterales los operará comercialmente y en forma centralizada la AAM. El déficit o excedente contractual que provenga de los mismos será administrado bajo las reglas óptimas económicas del sistema de transacciones ocasionales tanto nacionales como por medio de su interfase al MEAC.

IV. III

DISEÑO Y EJECUCIÓN DE LOS PROCESOS DE SUBASTAS

ARTÍCULO 53.- Definición y ámbito

El proceso de subasta consiste en la descripción de las actividades y normas que deben cumplir los operadores para participar, así como el diseño y operación del mecanismo donde concurren los operadores para realizar ofertas de manera que permita la selección económica, eficiente y bajo un mecanismo competitivo de las mejores ofertas de producción en orden de satisfacer una cantidad mínima de demanda eléctrica prefijada con anterioridad al proceso de subasta.

ARTÍCULO 54.- Requisitos esenciales para el diseño de subastas

La AAM deberá diseñar los procesos de subastas considerando, como mínimo, lo siguiente:

a) Cronograma de ejecución.

b) Reglas de participación y actuación de las partes.

c) Mecanismos de verificación de transparencia.

d) Variables de oferta, de compra y de demanda.

e) Procedimiento de fijación de los precios de los contratos eléctricos multilaterales.

f) Seguridad de la información.

ARTÍCULO 55.- Diseño y adaptabilidad de los procesos de subasta

El diseño de proceso de subasta podrá utilizarse con independencia de los diferentes tipos de contratos eléctricos multilaterales que existan.

Como parte del diseño de los procesos de subasta, la AAM deberá crear una base de datos y un sistema informático, que permitan y faciliten la implementación de las subastas de una forma segura y confiable en el manejo de información y comunicación de la misma.

Las subastas deberán basarse en mecanismos técnicos, transparentes y repetibles que permitan seleccionar en forma competitiva y eficiente, las mejores ofertas de producción de energía eléctrica desde el punto de vista económico y que se puedan constituir en contratos eléctricos multilaterales entre los productores y las empresas distribuidoras en su actividad de distribución.

La AAM diseña los procesos de subasta para que se basen en sistemas informáticos, automáticos, sucesivos y reglados, que permitan su desarrollo ágil en el tiempo y el manejo seguro de la información.

Antes del inicio del proceso de subasta, la AAM definirá y publicará la cantidad máxima y mínima de los productos eléctricos que se espera obtener de la suma de las ofertas de los operadores ganadores de este proceso de subasta, las escalas de producción admisibles por operador, el tipo de fuente energética primaria en que se basará su producción y si se trata de un proyecto nuevo o existente, así como el contrato normalizado que se aplicará.

El proceso de subasta se inicia con la invitación pública que emite la AAM, el concurso de los operadores interesados, el desarrollo de rondas de ofertas y la selección de los operadores ganadores del proceso de subasta, la definición del precio definitivo y cantidades que se asignará a los contratos multilaterales cuya parte vendedora corresponde a cada uno de los operadores ganadores y finaliza con la suscripción de los contratos individuales y vinculantes para las partes.

Si una vez concluida la cantidad máxima definida de rondas de ofertas para la subasta no se lograre los objetivos de precio o cantidad prefijados para la misma, la subasta se declarará infructuosa y se procederá a reprogramarla en un plazo no mayor de treinta días (30) calendario, el cual correrá a partir la fecha de la declaratoria de infructuosa. Dos veces declarada una subasta infructuosa, llevará a revisar el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica, con el propósito de buscar la alternativa energética siguiente más económica y de esta forma reorientar los procesos de subastas con el cambio de parámetros de escala de producción o fuente de energía primaria.

Para efectos de realizar ciertas evaluaciones previas de diseño del proceso de subastas la AAM podrá realizar simulaciones previas de subastas. El resultado de la simulación no creará ningún derecho, expectativa, obligación ni situación jurídica consolidada.

El contenido de la oferta individual de cada operador participante es confidencial y no podrá ser conocida por ningún otro operador participante. Y solo será de conocimiento de los funcionarios autorizados por el operador que realiza la oferta y los funcionarios de la AAM autorizados. La AAM informará al operador participante, al final de la ronda de la subasta, si su oferta individual se ha aceptado o rechazado.

ARTÍCULO 56.- Participación de los operadores en la oferta de una subasta

Podrán participar en el proceso de subasta, las empresas productoras, nacionales o regionales, los comercializadores y las empresas de distribución en su actividad de generación, que presenten ofertas asociadas a proyectos eléctricos de generación. Todas las ofertas deberán realizarse sobre la base de la existencia y disponibilidad real de proyectos de generación eléctrica.

La capacidad existente en relación con la capacidad nacional de producción de una empresa dedicada a la generación, no constituirá restricción para que participe en los procesos de subasta. No se podrá imponer ninguna restricción o requisito de participación en las transacciones multilaterales de electricidad del mercado mayorista eléctrico, a ninguna empresa de generación en cuanto a su capacidad de producción sea como empresa o por proyecto de producción de energía individual.

Las ofertas que se basen en los proyectos nacionales de generación que determinan la oferta eléctrica, deben contar con el título de prioridad eléctrica (TPDE) debidamente registrado, sin perjuicio de otros requisitos que se definan reglamentariamente.

Los operadores de mercado que participan del proceso de subastas, pueden definir libremente los valores de cantidad y precio de sus ofertas durante el proceso.

Las ofertas que se basan en proyectos regionales de generación, deberán demostrar su viabilidad de cumplimiento con contratos firmes de energía regionales y el cumplimiento de las garantías respectivas. Reglamentariamente, se determinarán los requisitos que deberán cumplir los operadores del mercado nacional que quieran participar con ofertas basadas en proyectos regionales.

ARTÍCULO 57.- Definición del filtro regulatorio de la subasta

Con anticipación a la realización de una subasta, la Aresep define las bandas de precio o filtro regulatorio, tanto precio tope como precio piso, de los bloques de demanda de cada proceso de subasta, considerando las condiciones de los contratos normalizados, la calidad y capacidad de pago de la demanda eléctrica nacional al nivel de consumo, los objetivos y las metas energéticos, así como los parámetros de inversión, rentabilidad económica y modelo estándar de costos de desarrollo de fuentes de energía bajo condiciones nacionales que se indique en el Reglamento a la presente Ley. El precio piso deberá basarse el análisis y estudio de costo competitivo de generación en estado tecnológico mundial, condiciones nacionales de desarrollo y tipo de energía, así como consideraciones relacionadas con el impacto e incertidumbre del cambio climático de las energías renovables o costos ambientales necesarios de considerar para garantizar el uso de las energías renovables en nuestra sociedad de manera sostenible y responsable. El precio tope deberá incluir los márgenes de ganancia razonable del proyecto y precios competitivos de la inversión y condiciones nacionales desarrollo de ese tipo proyectos energéticos, así como aspectos relacionados con política de incentivos establecida en el Plan Nacional de Energía.

El mecanismo competitivo de fijación de precio único y definitivo que se asignará a los contratos multilaterales eléctricos que corresponde a las ofertas ganadoras de la subasta, los establecerá la Aresep vía resolución razonada administrativa, sea este por asignación de precio marginal de la oferta agregada de las ofertas individuales de menor precio que satisface la cantidad de demanda prefijada en la subasta, o por asignación de precio individual ofertado. El mecanismo de filtro regulatorio será la aplicación del servicio al costo que la Aresep deberá siempre y en todo momento velar por su aplicación. El servicio al costo logrado por esta vía será el de costo competitivo y eficiente, dado las reglas de competencia y filtro regulatorio que intervienen en el proceso de subastas.

La AAM, de acuerdo con el Plan de Satisfacción de la Demanda Eléctrica, determinará la cantidad mínima y máxima por contratar en ese proceso de subasta. Los límites de precio serán conocidos solo por la Aresep y la AAM, de forma tal que se garantice la privacidad de esta información y será inaccesible para los operadores del mercado. La Aresep y la AAM deberán promover la competencia en igualdad de condiciones y oportunidades.

La AAM, durante el proceso de subasta, rechazará las ofertas individuales que superen el precio tope. El mecanismo de operación del filtro de regulación durante el proceso de subastas los establecerá el Reglamento a la presente Ley.

ARTÍCULO 58.- Validación del proceso de subasta

Para cada proceso de subasta, la Aresep conformará un equipo de tres auditores, regido por decisión de mayoría: uno designado de la lista de personas que sugieran los operadores participantes, otro designado de la lista de empresas distribuidoras y otro propuesto por la misma Aresep, quien presidirá el equipo, quienes certificarán la conformidad del proceso con las normas contenidas en esta Ley y su Reglamento. El ejercicio de su competencia y calidades se definirá en el Reglamento de la presente Ley.

Para todos los procesos de subasta, independientemente de su resultado, la Aresep deberá realizar, en los plazos que se determine en el Reglamento de esta Ley, un estudio de comportamiento competitivo que certifique que las ofertas que se presentaron se conformó bajo mecanismos competitivos reales y que no operó ninguna figura anticompetitiva que altere el precio ni la cantidad de la oferta agregada en detrimento de la satisfacción óptima económica de la demanda primaria. Los resultados positivos del estudio constituyen un requisito previo para la validación final y definitiva de los resultados de la subasta y para el proceso de firma de los contratos multilaterales eléctricos o para participar en el mercado regional de las ofertas que no resultaron seleccionadas en el proceso de subasta. La Aresep en el acto de validación final y definitiva dictará resolución para cada empresa participante y ganadora en el proceso de subasta, que le confirma su derecho de firma del contrato multilateral eléctrico con las empresas distribuidoras, al precio único y definitivo y su derecho de concesión de servicio público.

Para la realización de estos estudios queda facultada la Aresep para solicitar la información, a los oferentes de mercado, que sea de relevancia como insumo para la evaluación. Todos los oferentes están obligados a proporcionar esta información en los plazos y forma que reglamente la Aresep.

SECCIÓN V

TRANSACCIONES BILATERALES DE CONTRATOS

ARTÍCULO 59.- Transacciones bilaterales

Las transacciones bilaterales de contratos se realizan mediante la negociación directa entre empresas productoras nacionales o regionales, las empresas de distribución en su actividad de generación o los comercializadores, y que venden a los grandes consumidores.

El objeto de las transacciones bilaterales es la suscripción de contratos eléctricos para satisfacer la demanda primaria eléctrica de los grandes consumidores nacionales, mismos que deben incluir un margen de seguridad para satisfacer la demanda y los requerimientos de regulación y respaldo de potencia asociada a la transacción.

Estos contratos deberán cumplir con las normas técnicas que garanticen que su operación no comprometa la seguridad del sistema eléctrico nacional.

ARTÍCULO 60.- Fijación del precio, del plazo y de la cantidad de producto transado

La cantidad, precio y el plazo del producto son negociados libremente por las partes. Los contratos eléctricos bilaterales deberán especificar las condiciones técnicas y de cantidad que describan la operación de las transacciones bilaterales pactadas. Las características del producto que se puede transar bajo la figura de contratos bilaterales, quedaran definidos vía Reglamentación a esta Ley.

Las transacciones bilaterales están sujetas a los términos y condiciones definidos en esta Ley y su Reglamento. La AAM deberá aprobar los contratos bilaterales en un plazo máximo fijado por reglamento, y se asegurará que las partes cumplan las normas técnicas y comerciales del mercado y la legislación aplicable.

ARTÍCULO 61.- Determinación de la demanda eléctrica de las transacciones bilaterales

La demanda eléctrica del mercado de contratos bilaterales la determina la suma de la demanda de los grandes consumidores que eligen participar en este tipo de transacciones.

Los proyectos que determinan la oferta eléctrica nacional de este tipo de transacciones, deben contar con el Título de Prioridad de Desarrollo Eléctrico (TPDE), y quedarán sujetos a los mismos requisitos establecidos para la actividad de generación que se indican en la presente Ley. La demanda individual del gran consumidor deberá ser reportada a la AAM.

SECCIÓN VI

TRANSACCIONES DE OCASIÓN

ARTÍCULO 62.- Transacciones de ocasión

Las transacciones de ocasión se realizan en forma normalizada entre empresas productoras, nacionales o regionales, grandes consumidores, distribuidores y comercializadores, mediante la oferta de excedentes extracontractuales y desbalances contractuales que se den como resultado de las transacciones tanto de contratos nacionales como de los productos y servicios del mercado eléctrico regional. La AAM administrará y reglamentará las transacciones de ocasión requeridas por las empresas distribuidoras en sus contratos eléctricos multilaterales.

ARTÍCULO 63.- Determinación de la oferta y la demanda

La oferta agregada eléctrica en las transacciones de ocasión, la determina el conjunto de las empresas productoras, los comercializadores y los distribuidores que oferten sus excedentes extracontractuales de las transacciones de contratos en el mercado nacional, y los productos y servicios del mercado eléctrico regional.

La demanda agregada eléctrica la determina la AAM con base en la información proporcionada por las empresas productoras, los comercializadores, los distribuidores y los grandes consumidores que participan en las transacciones de ocasión.

ARTÍCULO 64.- Prioridad del mercado eléctrico nacional

Los productos eléctricos que resulten de los desbalances contractuales o excedentes extracontractuales se deben ofrecer, prioritariamente, en el mercado eléctrico nacional. Si en el proceso de negociación una oferta individual no quedare dentro de la demanda, la AAM podrá plantear esta oferta en el mercado regional, con permiso del propietario de la oferta y a un precio no menor del ofertado en el mercado nacional. La AAM verificará que el precio ofertado al mercado regional incluya los costos de operación de dicho mercado.

Aquellos desbalances de los contratos eléctricos multilaterales que no se utilicen para la satisfacción de la demanda nacional, podrán ofertarse en forma automática al mercado regional, bajo las condiciones de precio mínimo señaladas por las empresas distribuidoras en su actividad de distribución.

ARTÍCULO 65.- Fijación del precio y la cantidad de producto y servicio transado

El precio único y definitivo de mercado y la cantidad de productos transados, son el resultado de la combinación de la oferta agregada y la demanda agregada, y corresponden al precio donde ambas relaciones de precio-cantidad se cruzan y se satisfacen en condiciones de precio y cantidad.

ARTÍCULO 66.- Productos eléctricos

Las transacciones de ocasión contemplarán productos eléctricos. Los productos comprenden al menos energía, potencia, energía futura y potencia futura, sin perjuicio de los que se adicionen reglamentariamente, previa recomendación de la AAM a la Aresep.

SECCIÓN VII

DEL SISTEMA NACIONAL DE CUENTAS

DE TRANSACCIONES DE MERCADO

ARTÍCULO 67.- Composición del Sistema Nacional de Cuentas de Transacciones de mercado

El Sistema Nacional de Cuentas de Transacciones (SNCT) del mercado, estará compuesto por el sistema de medición mayorista de mercado y el modelo de liquidación de mercado.

La AAM reglamentará y administrará el SNCT, el registro de medición, el estado comercial de las cuentas y la liquidación de las obligaciones en el mercado.

ARTÍCULO 68.- Documento de cuentas de transacción (DCT)

El DCT es un título ejecutivo. Los pagos de todas las transacciones del mercado mayorista que realicen los operadores, se deberán realizar de acuerdo con la información contenida en el DCT.

La AAM emitirá, mensualmente, el documento de cuentas de transacción (DCT) del mercado mayorista eléctrico, que consigna las obligaciones de pago o derecho de cobro de cada operador, en función de sus operaciones de mercado.

La validez y eficacia del DCT no estará sujeta a ningún efecto suspensivo o medida cautelar ulterior. Contra la DCT cabrá recurso de reconsideración sin efectivo suspensivo.

Las modificaciones que resulten de una impugnación al DCT, cuando correspondan, se incorporarán en el DCT siguiente inmediato o posteriores.

ARTÍCULO 69.- Liquidación de mercado

El modelo de liquidación de mercado establece las fórmulas de cálculo y los procesos de información para definir los deberes y haberes en las cuentas de cada operador de mercado, en función de sus transacciones contractuales y de ocasión.

ARTÍCULO 70.- Sistema centralizado de pagos de las transacciones en el mercado mayorista eléctrico

Los pagos que correspondan a las obligaciones, tanto de contratos multilaterales como de ocasión, o los pagos de servicios eléctricos que se desarrollen en el mercado eléctrico mayorista nacional, se deberán administrar en forma centralizada por medio de un banco estatal del Sistema Bancario Nacional, y se autorizará a la AAM a realizar las operaciones bancarias que se requieran para garantizar la adecuada liquidez del proceso de cobro y pago del mercado mayorista.

SECCIÓN VIII

MERCADO ELÉCTRICO DE AMÉRICA CENTRAL (MEAC)

ARTÍCULO 71.- Incorporación del Mercado Eléctrico de América Central (MEAC) en el mercado eléctrico mayorista nacional

Todas las transacciones basadas en contrato y las transacciones de ocasión que se realicen en el MEAC y que tengan como origen energía eléctrica producida en el territorio nacional, o como destino el consumo de energía eléctrica en el sistema eléctrico nacional, deberán cumplir el examen de seguridad energética que, para tal fin, establecerá el Minaet, el cual definirá los requisitos mínimos de calidad, confiabilidad y seguridad para permitir estas transacciones. Adicionalmente, para el caso de las transacciones que impliquen importaciones, deberán ser homologables en sus obligaciones a las transacciones nacionales, sean estas contratos multilaterales, bilaterales o transacciones de ocasión nacionales, y tener como mínimo una garantía financiera que, en caso de incumplimiento, cubra los costos directos que surjan derivados del incumplimiento.

Las condiciones de homologación de transacciones y la garantía serán establecidas vía reglamento, y deberán contener como mínimo los requisitos de calidad, confiabilidad y seguridad de los productos y contratos eléctricos de que se trate. La AAM deberá realizar la aprobación de estas transacciones, según se cumplan los requisitos indicados en esta Ley y su Reglamento.

ARTÍCULO 72.- Responsabilidad de cumplimiento de las transacciones del MEAC en el mercado eléctrico mayorista nacional

Todas las transacciones del MEAC que se incorporen al mercado eléctrico mayorista nacional, deberán contar con una empresa operadora nacional que las represente como parte importadora o exportadora. Esta empresa será responsable, comercial y legalmente, de las obligaciones o derechos que se deriven de la operación de esa transacción en el mercado eléctrico mayorista nacional.

ARTÍCULO 73.- Habilitación de los operadores nacionales de mercado como agentes del MEAC

Quedan habilitados para realizar las transacciones en el mercado eléctrico de América Central las empresas de generación, las empresas de distribución en lo que compete a su actividad de generación, los grandes consumidores y comercializadores. Las empresas de transmisión quedan habilitadas a participar en el MEAC con su capacidad restante, una vez satisfecha la demanda nacional de transmisión.

ARTÍCULO 74.- Operación coordinada entre el sistema eléctrico regional y el sistema eléctrico nacional

El Cecon velará porque la operación del SER y del SEN se realice en forma coordinada. La operación del SEN tiene prioridad sobre los objetivos de operación del SER; para tal caso, el Cecon restablecerá, en el menor tiempo posible, el equilibrio entre las obligaciones del SER y del SEN y minimizará los costos económicos originados en la resolución del conflicto de objetivos. Si se originan costos adicionales, la Aresep deberá establecer, vía resolución, las responsabilidades de pago de estos costos económicos, con base en los reportes sobre lo acaecido, tanto de la AAM como del Cecon.

ARTÍCULO 75.- Transparencia operativa del sistema eléctrico nacional y el uso de capacidades de transmisión nacionales para el MER

El Cecon deberá modelar y ejecutar la operación del SEN, considerando la presencia de elementos eléctricos regionales dentro del territorio nacional y que se encuentran sujetos a las reglas de operación del SER. De igual forma, deberá determinar, prioritariamente, el uso de capacidades de la transmisión nacional para transacciones del mercado eléctrico mayorista nacional, y lo que corresponde a excedentes de capacidad de estas redes lo asignará para transacciones en el MER.

ARTÍCULO 76.- Compatibilidad entre los reglamentos nacionales y los regionales

Los reglamentos nacionales del mercado eléctrico mayorista deberán ser compatibles con los reglamentos del MEAC. En caso de existir alguna incompatibilidad, la Aresep queda autorizada para definir los aspectos reglamentarios que deberán regir para el mercado eléctrico mayorista nacional.

SECCIÓN IX

DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LOS OPERADORES

DEL MERCADO ELÉCTRICO

ARTÍCULO 77.- Obligaciones generales y de los operadores de mercado

El generador, el distribuidor y el transmisor, integrados físicamente al SEN de conformidad con esta Ley y la regulación específica de la etapa en la que operen, deben cumplir las siguientes obligaciones generales:

a) Respetar las reglas de operación centralizada del Cecon.

b) Cumplir las pruebas técnicas de operación.

c) Operar y disponer equipos de seguridad, medición, protección, control y comunicación para coordinar el SEN.

d) Informar sobre los indicadores técnicos de eficiencia, desempeño, calidad y confiabilidad.

e) Someter sus planes de mantenimiento a la aprobación del Cecon.

f) Identificar contablemente el costo de cada una de las etapas que desarrollen.

El generador o productor debe cumplir las siguientes obligaciones:

a) Cumplir, en sus plantas de generación, con las pruebas técnicas de operación, seguridad, interconexión y funcionamiento.

b) Establecer sistemas de medición de la generación, independientes por plantas de generación, individualizando la medición correspondiente a cada contrato. Esta medición no necesariamente es de tipo comercial pero podrá permitir la distinción comercial de la producción por contrato.

El transmisor y el distribuidor deben cumplir las siguientes obligaciones:

a) Deben poner sus redes a disposición del mercado eléctrico mayorista, para lo que deberán garantizar el libre acceso a estas.

b) Elaborar un plan de expansión de sus redes que especifique en términos de tiempo, obra e inversión el crecimiento de sus redes previendo el crecimiento de la demanda eléctrica y la presencia futura de operadores con contratos negociados en el mercado mayorista.

c) Garantizar el acceso y operación de la red en términos de calidad, seguridad y oportunidad.

d) Cumplir con los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad del suministro que indique el Plan eléctrico nacional.

e) Calcular los costos de inversión, operación, transmisión y acceso tanto para conexiones existentes como para futuras con el propósito de incorporarse en la solicitud de fijación tarifaria.

f) Deberán planificar el diseño gradual y progresivo de redes inteligentes según lo establezca el Plan nacional de energía y el Plan nacional de telecomunicaciones, bajo esquemas de convergencia tecnológica.

El comercializador podrá realizar transacciones bilaterales o de ocasión, para lo cual deberá:

a) Representar a un cliente o a un grupo de clientes en una transacción individual de compra o venta de productos o servicios eléctricos, a cuenta y riesgo del cliente. La garantía por la transacción recae en el cliente.

b) Comprar o vender productos eléctricos a su cuenta y riesgo. La garantía por la transacción recae en el comercializador.

c) Los contratos deben de ser aprobados por la AAM con el propósito de verificar si cumplen con la presente Ley y su Reglamento.

La generación asociada a los contratos bilaterales del gran consumidor y que se encuentra integrada físicamente al SEN, deberán cumplir las condiciones técnicas de interconexión indicadas en el Reglamento de la presente Ley.

ARTÍCULO 78.- Planificación de las redes

El transmisor deberá elaborar un plan de expansión de la red de transmisión, que deberá presentar ante la AAM para su aprobación. El Plan deberá incluir la información de crecimiento de la demanda y de la generación, según la información que proporcione la AAM.

El distribuidor deberá realizar un plan de electrificación, que deberá presentar ante la AAM para su aprobación. El Plan deberá incluir la información de la construcción de obras nuevas o renovación de las actuales y del alumbrado público dentro de su área de concesión, previa aplicación de las normas de cálculo de crecimiento de la demanda. Estas normas se determinarán reglamentariamente.

Estos planes deberán incluir el diseño gradual y progresivo de redes inteligentes, de manera que se garantice en un plazo de tiempo la adecuada convergencia, en estas redes, de las tecnologías de energía, telecomunicaciones y otros recursos que sean compatibles o complementarios.

Estos planes deberán ser concordantes con los objetivos y metas esbozados en el Plan nacional de telecomunicaciones.

La AAM deberá elaborar un sistema de información que proporcione los insumos que requieren el transmisor y el distribuidor para su proceso de planificación.

ARTÍCULO 79.- Servicios de transmisión y de distribución

Los propietarios de redes brindarán dos tipos de servicios:

a) Instalación de capacidad.

b) Uso de la red.

La instalación de capacidad se determinará en función de la proporción de la edad del elemento o elementos que utiliza una transacción de mercado en un lapso determinado, y de los costos de inversión y de oportunidad requeridos para el desarrollo de ese elemento.

El uso de la red se determinará en función de la proporción de capacidad de transmisión o de distribución que se utiliza en un plazo determinado, y de los costos, tanto de pérdidas eléctricas como de operación y mantenimiento de la línea, que se requieren para lograr el transporte de electricidad.

ARTÍCULO 80.- Exoneración tributaria

Quedan exonerados de todo tributo el equipo, la maquinaria o los elementos eléctricos que componen los sistemas de generación, transmisión o distribución eléctrica, que vayan a utilizarse para la satisfacción de la demanda eléctrica nacional, según las condiciones específicas que se establezcan en el Reglamento de la presente Ley. Los desarrolladores de los proyectos deberán presentarse a la Administración Tributaria y solicitar dicha exoneración, teniendo como requisito previo la aprobación de la AAM. Podrán operar otros mecanismos, como la depreciación acelerada de inversiones, que estarán sujetos a la reglamentación de esta Ley.

CAPÍTULO III

AUTORIDADES DEL MERCADO ELÉCTRICO NACIONAL

SECCIÓN I

LA AUTORIDAD ADMINISTRADORA DE MERCADO (AAM)

ARTÍCULO 81.- Autoridad Administradora de Mercado (AAM)

Créase la Autoridad Administradora de Mercado (AAM) como una entidad semiautónoma y con personalidad jurídica plena.

ARTÍCULO 82.- Obligaciones fundamentales de la Autoridad Administradora de Mercado (AAM)

Son obligaciones fundamentales de la AAM:

a) Garantizar la satisfacción eficiente de la demanda mediante procesos de contratación, de conformidad con el Plan de satisfacción de la demanda eléctrica.

b) Garantizar el libre acceso a las redes eléctricas en relación con el mercado eléctrico mayorista.

c) Inscribir y otorgar los TPDE.

d) Constituir y administrar el Registro Nacional de TPDE. La información que se suministre al Registro servirá para la elaboración de estudios de mercado.

e) Evaluar los riesgos de vulnerabilidad del cambio climático e incorporarlos en la ejecución de sus procesos cuando corresponda.

f) Administrar en forma centralizada el mercado eléctrico mayorista.

g) Realizar el predespacho y el postdespacho.

h) Vigilar permanente el comportamiento del mercado mayorista.

i) Recaudar los ingresos que provengan de la aplicación del canon de energía, con el objeto de financiar las actividades que indica la presente Ley. Para administrar este canon, podrá realizar transferencias de recursos financieros al Minaet, a la Aresep, al Cecon.

j) Contribuir, apoyar y asesorar en los procesos que realicen tanto el Minaet como la Aresep.

ARTÍCULO 83.- Integración de la Junta Directiva

La Junta Directiva de la AAM estará presidida por uno de los miembros, quien ostentará el cargo de director ejecutivo y fungirá como superior jerárquico administrativo.

Esta Junta será integrada por cinco (5) profesionales, con experiencia en mercados eléctricos y en sistemas eléctricos. Corresponde a esta Junta la dirección estratégica de la AAM.

La Junta Directiva está presidida por el director ejecutivo. Los miembros y el director ejecutivo serán seleccionados por el Consejo de Gobierno por períodos de cuatro (4) años. El director ejecutivo quien además de presidir la Junta Directiva, tendrá a su cargo la conducción administrativa y técnica de la AAM. Los miembros de la Junta podrán ser reelegidos por una o más veces, según el procedimiento que para este efecto se reglamente. Para suplir las ausencias temporales de los miembros propietarios, se nombrará a dos suplentes.

Para cumplir sus funciones y garantizar la calidad e idoneidad de su personal, la AAM contará con los profesionales y técnicos que requiera en las materias de su competencia.

ARTÍCULO 84.- Requisitos de los miembros de la Junta Directiva

Los miembros de la Junta deberán cumplir los siguientes requisitos:

a) Ser costarricense.

b) Contar con título universitario, con el grado de licenciatura, como mínimo, en las disciplinas profesionales directamente las actividades relacionadas con el sector energía.

c) Ser de reconocida y probada honorabilidad.

d) Contar al menos con cinco (5) años de experiencia, en actividades profesionales o gerenciales que tengan relación directa con el SEN.

ARTÍCULO 85.- Incompatibilidad con el cargo de la Junta Directiva

El cargo de miembro de la Junta es incompatible con los siguientes:

a) Ser miembro o funcionario de los Supremos Poderes o del Tribunal Supremo de Elecciones, o quien lo sustituya en sus ausencias temporales.

b) Ser accionista o miembro de la junta directiva de entidades sujetas a la operación de la AAM o persona que, a la fecha de su nombramiento, tenga parentesco, por consanguinidad o afinidad, incluso hasta el tercer grado, con quienes ostentan esta condición en dichas entidades.

ARTÍCULO 86.- Causas de cese

Los miembros de la Junta solo podrán ser cesados de sus cargos por alguna de las siguientes causales:

a) Quien deje de cumplir los requisitos establecidos o incurra en alguno de los impedimentos señalados.

b) Quien infrinja alguna de las disposiciones contenidas en las leyes, los decretos o los reglamentos aplicables de la Junta o consienta su infracción.

c) Quien sea responsable de actos u operaciones fraudulentas, ilegales o dolosas.

d) Quien incurra en negligencia reiterada, en el cumplimiento de los deberes de su cargo.

e) Quien sea declarado incapaz o en estado de interdicción.

f) Quien haya participado en alguna decisión para la cual tenía motivo de excusa o impedimento.

g) Quien labore como profesional o empleado, de cualquier empresa o ente operador del SEN, una vez que se materialice la relación profesional o laboral.

El procedimiento para la remoción de los miembros de la Junta, deberá respetar la garantía del debido proceso.

La separación de cualquiera de los miembros de la Junta, no lo libera de las responsabilidades legales en que pueda haber incurrido por incumplimiento de alguna de las disposiciones de esta Ley, ni del compromiso de lealtad y sigilo sobre los asuntos tratados en su previa gestión como miembro de la Junta.

ARTÍCULO 87.- Remuneración de los miembros de la Junta Directiva

Los miembros de la Junta Directiva, salvo el director ejecutivo, quien devengará salario fijo y remuneración por prohibición, percibirán por cada sesión a la que asistan, las dietas competitivas en la industria, las que no podrán ser inferiores al equivalente al diez por ciento (10%) del salario base del contralor o contralora general de la República. Podrán remunerarse hasta un máximo de ocho (8) sesiones por mes. La Junta Directiva determinará la frecuencia con que celebre sus sesiones

La remuneración y el rubro por concepto de prohibición, cuando corresponda, de los miembros de la Junta Directiva, la remuneración del director ejecutivo, así como remuneración de los funcionarios de la AAM, se determinarán a partir de las remuneraciones prevalecientes en mercados eléctricos comparables en el ámbito nacional o internacional, o las de organismos con funciones similares, de manera que se garantice la calidad e idoneidad del personal. La fijación de la remuneración de estos funcionarios no estará sujeta a lo dispuesto en la Ley N.° 8131, Administración Financiera de la República y Presupuestos Públicos, de 18 de setiembre de 2001, y sus reformas.

SECCIÓN II

CENTRO DE CONTROL NACIONAL (CECON) DEL ICE

ARTÍCULO 88.- Centro de Control Nacional (Cecon)

Créase el Centro de Control Nacional (Cecon) como un órgano de desconcentración máxima del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), con personalidad jurídica instrumental para administrar sus recursos y su presupuesto, así como para suscribir los contratos y convenios que requiera para el cumplimiento de sus funciones.

ARTÍCULO 89.- Obligaciones del Centro de Control Nacional (Cecon)

Son obligaciones del Cecon:

a) Realizar la planificación operativa del SEN.

b) Operar el SEN en forma técnica e integrada.

c) Realizar el despacho centralizado de carga.

d) Garantizar el libre acceso a las redes eléctricas en relación con la operación del sistema eléctrico nacional.

e) Evaluar el grado de vulnerabilidad y exposición de riesgos del SEN.

f) Monitorear y registrar el desempeño técnico de los elementos que componen el SEN y del comportamiento operativo de todos los operadores del mercado.

g) Realizar estudios técnicos con el objetivo de anticipar problemas operativos y eventuales riesgos en la operación del SEN, para lo cual administrará la red hidrometeorológica del ICE.

h) Contribuir al mejoramiento de la calidad del servicio eléctrico por medio de la homologación de equipos en el SEN, y proponer a la Aresep la reglamentación técnica que corresponda.

i) Monitorear las variables de calidad y confiabilidad eléctrica del SEN y recomendar sus mejoras.

j) Atender los estados de emergencia en tiempo real mediante los mecanismos que reglamentariamente se definirán, considerando las posibilidades que ofrezcan el mercado nacional y el regional.

k) Administrar los ingresos que provengan del canon de energía, con el objeto de financiar la operación y desarrollo de la red hidrometeorológica nacional. Para llevar a cabo esta administración, podrá realizar transferencias de recursos financieros a los diferentes entes que conforman la red hidrometeorológica nacional.

ARTÍCULO 90.- Integración de la Comisión Técnica del Cecon

El Cecon estará a cargo de una Comisión Técnica, integrada por cinco (5) profesionales propietarios y cinco (5) suplentes, todos especialistas, con experiencia en mercados eléctricos o en sistemas eléctricos. Corresponde a la Comisión Técnica la dirección estratégica del Cecon. El Poder Ejecutivo reglamentará lo concerniente a requisitos, incompatibilidades, remuneración y causas de cese de sus miembros.

La Comisión Técnica estará presidida por uno de sus miembros, quien ostentará el cargo de presidente de la Comisión y quien será elegido rotativamente en el seno de la Comisión cada año según la lista de representantes de la Comisión. La Comisión podrá nombrar vía un concurso al gerente del Cecon y quien fungirá como subordinado de la Comisión Técnica y quien tendrá a su cargo la conducción administrativa y técnica del Cecon. Los miembros serán seleccionados y nombrados por el Consejo de Gobierno, por períodos de cuatro (4) años. Los elegibles serán escogidos de la siguiente forma: dos miembros titulares y dos suplentes seleccionados de una terna previa propuesta por el ICE y sus empresas. Otro miembro titular y un suplente seleccionado de una terna previa propuesta por los generadores, excepto del ICE y sus empresas. Otro miembro titular y un suplente seleccionado de una terna previa propuesta por las empresas distribuidoras eléctricas que no sean del ICE y sus empresas, y otro miembro titular y un suplente seleccionado de una terna previa propuesta por Uccaep, que represente a los consumidores eléctricos en el sistema minorista y grandes consumidores. Además, ejercerán sus cargos a tiempo parcial y con el rubro de prohibición. Los miembros de la Comisión Técnica podrán ser reelegidos por una o más veces, según el procedimiento que para este efecto se reglamente.

La remuneración y el rubro por concepto de prohibición, cuando corresponda, de los miembros de la Comisión Técnica, la remuneración del gerente del Cecon, así como remuneración de los funcionarios del ICE que formen parte del Cecon, se determinarán a partir de las remuneraciones prevalecientes en mercados eléctricos comparables en el ámbito nacional o internacional, o las de organismos con funciones similares, de manera que se garantice la calidad e idoneidad del personal. La fijación de la remuneración de estos funcionarios no estará sujeta a lo dispuesto en la Ley N.° 8131, Administración financiera de la República y presupuestos públicos, de 18 de setiembre de 2001, y sus reformas.

CAPÍTULO IV

SISTEMA MINORISTA

ARTÍCULO 91.- Actividades de energía a nivel del sistema minorista

Autorízase a cualquier persona física o jurídica, en el ámbito nacional a realizar libremente dentro la regulación vigente, las actividades de energía a nivel minorista como de generación eléctrica distribuida, proyectos de eficiencia energética, proyectos estratégicos de demanda energética nacional, proyectos del uso del hidrógeno como medio para el almacenamiento de energía o generación de electricidad, proyectos de reducción de gases de efecto invernadero en el aprovechamiento energético y el servicio de suministro de energía basados en residuos sólidos, de comercialización de electricidad como combustible, sea en forma directa al consumidor de energía por medio de una red eléctrica, o mediante la venta de la energía eléctrica en su forma acumulada, como baterías o cualquier otro dispositivo tecnológico de almacenamiento de la energía eléctrica o magnética, así como cualquier otra figura de producción, transporte, almacenamiento o venta de energía que involucre la del uso de las redes de distribución eléctrica sean estas propias de las empresas distribuidoras o redes privadas eléctricas.

Para aquellos casos donde exista interconexión con la red de distribución eléctrica que involucre la inyección deberá cumplirse con la reglamentación técnica que garantice la calidad y la seguridad.

Para aquellos casos donde exista intercambio de energía entre las figuras de energía y las empresas distribuidoras, deberá tener un contrato tipo o normalizado elaborado por la AAM y que regule la figura de transacciones entre el comercializador de energía eléctrica como combustible y la empresa distribuidora donde se ubique geográficamente, en el cual se especifiquen las condiciones de operación, tanto técnicas como comerciales, de la figura del comercializador de energía eléctrica como combustible. Este contrato es de acatamiento obligatorio para todas las personas físicas y jurídicas que quieran desarrollar este tipo de figura.

La Aresep determinará la tarifa de venta de energía eléctrica horario-estacional que aplicará para la figura de transacciones de venta de energía de la empresa de distribución eléctrica y de la persona física o jurídica que venda energía eléctrica como combustible. Para aplicar la tarifa horario-estacional en este tipo de transacciones deberá existir un sistema de red eléctrica cuya medición sea independiente de otro uso o consumo eléctrico que no sea el indicado en el presente artículo.

ARTÍCULO 92.- Fideicomisos

Quedan autorizados los siguientes desarrolladores de proyectos: los de generación eléctrica distribuida, proyectos de eficiencia energética, proyectos estratégicos de demanda energética nacional, proyectos estratégicos de producción energética nacional, proyectos del uso del hidrógeno como medio para el almacenamiento de energía o generación de electricidad, proyectos de reducción de gases de efecto invernadero en el aprovechamiento energético y el servicio de suministro de energía basados en residuos sólidos, y los demás que indique la presente Ley o reglamento, para suscribir contratos de constitución de fideicomisos de cualquier índole en calidad de fideicomitente. Quedan autorizados los entes del Sistema Bancario Nacional en calidad de fiduciarios para participar en la administración de estos fideicomisos.

Los fideicomisos tendrán la fiscalización y supervisión de la superintendencia financiera correspondiente.

La actividad contractual de tales fideicomisos estará sujeta a los principios constitucionales de la contratación administrativa. Los presupuestos de ingresos y egresos de estos fideicomisos, se enviarán a la Contraloría General de la República, para efectos informativos.

Las empresas y entidades públicas que participen en alguna actividad o proyecto del subsector electricidad, enunciados en el presente artículo, queda facultada para desarrollar con otras personas físicas o jurídicas privadas, los proyectos que se indican en el presente artículo bajo modalidad de contratación público privada distinta de la concesión como el contrato de crédito de uso, el arrendamiento, tercerizaciones, contrato de gestión, contrato de obra con pago aplazado, contrato de obra por suma alzada, y reconocimiento directo de inversiones efectuadas por terceros para la generación de bienes públicos de la entidad contratista.

ARTÍCULO 93.- Obligación de acceso y desarrollo de proyectos de generación distribuida

Las empresas distribuidoras tienen la obligación de proporcionar todo el acceso que se requiera, según los criterios, objetivos y metas que define el Plan nacional de energía. La entrada de este servicio en las redes de la empresa distribuidora, será autorizada en tanto se cumplan las normas de seguridad y calidad de la energía, que se fijarán en el Reglamento de la presente Ley.

ARTÍCULO 94.- Regulación tarifaria

La Aresep establecerá la tarifa que aplicará para los casos de generación distribuida donde el consumidor eléctrico o la empresa de generación vendan energía a la empresa distribuidora. Las tarifas incentivarán tanto al consumidor eléctrico para vender como a la empresa distribuidora para comprar.

ARTÍCULO 95.- Sistema de control y medición

Las empresas de distribución eléctrica, los consumidores o las empresas de generación bajo la modalidad de generación distribuida, estarán obligados a tener, en sus redes eléctricas y sistemas de medición eléctrica, sistemas de control que permitan la incorporación y operación segura, técnica y comercial, de los sistemas de generación distribuida. La calidad y la seguridad de la electricidad son responsabilidad del generador distribuido. Los medidores eléctricos y otros sistemas de medición asociados que trabajen en dos direcciones y se requieran para el funcionamiento de este esquema, serán proporcionados e instalados por la empresa distribuidora del servicio eléctrico.

ARTÍCULO 96.- Balance en la facturación eléctrica

Los beneficios por el ahorro de energía de logrados en los proyectos de eficiencia energética, podrán usarse como parte del pago de su inversión. Para tal fin, se autoriza a las empresas de distribución a realizar el cobro neto en la factura eléctrica, considerando el cobro del servicio eléctrico y el costo monetario de la inversión realizada, siempre y cuando estos beneficios se reflejen en el ahorro de la empresa distribuidora en el mercado mayorista, o en ingresos adicionales a la empresa distribuidora que redundan en beneficios para los usuarios eléctricos de esa misma empresa.

ARTÍCULO 97.- Exoneraciones

Quedan exonerados de todo tributo el equipo, la maquinaria o los elementos eléctricos que sirvan para los desarrolladores de proyectos de autoconsumo, los de generación eléctrica distribuida, proyectos de eficiencia energética, proyectos estratégicos de demanda energética nacional, proyectos estratégicos de producción energética nacional, proyectos del uso del hidrógeno como medio para el almacenamiento de energía o generación de electricidad, proyectos de reducción de gases de efecto invernadero en el aprovechamiento energético y el servicio de suministro de energía basados en residuos sólidos, todo vehículo de transporte de tecnología de combustible limpia como vehículos híbridos, vehículos eléctricos, así como baterías u otro compone asociados al uso de este tipo de vehículos, los elementos eléctricos, electrónicos o mecánicos que componen los sistemas de generación de hidrógeno a partir de energías primarias y del agua, bajo las condiciones especificadas bajo el reglamento de la presente Ley y los demás que indique la presente Ley o reglamento. Para tal fin, los consumidores o empresas de generación que posean estos proyectos deberán presentarse a la Administración Tributaria y solicitar dicha exoneración, teniendo como requisito previo el visto bueno del diseño del proyecto, de parte de la empresa distribuidora, y los demás requisitos que establezca el Reglamento de la presente Ley. También podrán operar otros mecanismos, como la depreciación acelerada de inversiones, los cuales estarán sujetos a la reglamentación de esta Ley.

También quedan exentos de impuestos de renta los fideicomisos que se creen como propósito para el desarrollo y operación de figuras empresariales asociadas a la venta de energía eléctrica como combustible. Para tal fin, los desarrolladores de proyecto deberán presentarse a la administración tributaria y solicitar dicha exoneración, teniendo como requisito previo el visto bueno del mismo, por parte de la AAM. También podrán operar otros mecanismos como depreciación acelerada de inversiones que estarán sujetas a reglamentación de esta Ley.

Quedan exonerados de todo tributo el equipo, la maquinaria o, bajo las condiciones específicas señaladas en la presente Ley, y que estén contenidos en el catálogo de tecnologías de generación de hidrógeno a partir de energías primarias y del agua, que administre el Minaet. El Minaet deberá publicar este catálogo en el sitio de internet oficial. También podrán operar otros mecanismos, como la depreciación acelerada de inversiones, los cuales estarán sujetos a la reglamentación de esta Ley. Para tal fin, los sujetos que desarrollen proyectos de almacenamiento de energía o generación de energía a partir del hidrógeno, deberán presentarse a la Administración Tributaria y solicitar dicha exoneración, teniendo previamente los requisitos que establezca el Reglamento de la presente Ley.

ARTÍCULO 98.- Autorizaciones para la producción energética para autoconsumo o generación propia

Autorízase a cualquier persona física o jurídica, en el territorio nacional, a efectuar proyectos de autoconsumo energético, en la medida en que la producción de dicha energía y el consumo se realicen en una misma red eléctrica o área geográfica de su propiedad, y la cantidad de energía producida sea igual o menor a su demanda energética. Quedan así mismo facultadas las empresas distribuidoras eléctricas para desarrollar proyectos de generación propia siempre y cuando la sumas de sus proyectos bajo esta figura no sobrepase la totalidad de la demanda eléctrica y la demanda eléctrica total e individual de esta empresa distribuidora no supere el ocho por ciento (8%) de la demanda eléctrica nacional, además deberán cumplir con el requisito del filtro regulatorio que corresponde al tipo de proyecto de generación que realicen.

Las empresas de generación que generen para autoconsumo y que quieran vender energía excedente a la empresa distribuidora con cuya red se conecta, deberán suscribir previamente un contrato con las empresas distribuidoras. La AAM proporcionará el contrato normalizado, y la Aresep establecerá la tarifa eléctrica correspondiente.

CAPÍTULO V

RÉGIMEN DE GARANTÍAS FUNDAMENTALES

SECCIÓN ÚNICA

ACCESO UNIVERSAL, SERVICIO UNIVERSAL Y SOLIDARIDAD EN

LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO ELÉCTRICO

ARTÍCULO 99.- Principios de la universalidad y solidaridad

El principio de universalidad consiste en el deber y la obligación de prestar los servicios con parámetros de uniformidad, regularidad, igualdad y adaptabilidad, que se brinden en zonas no rentables, en el financiamiento de nuevas inversiones que tengan esa finalidad, entendidas como la expansión de los servicios eléctricos. La realidad socioeconómica existente incidirá, en forma proporcional, para brindar el acceso universal del servicio eléctrico, su incremento y priorización.

La solidaridad en la prestación del servicio eléctrico, consistirá en el otorgamiento de subsidios vía el cobro de tarifas eléctricas por debajo de sus costos reales o en asumir cargas en forma impropia para un fin positivo que incida en la sociedad. La asignación de subsidios se efectuará de acuerdo con las pautas socioeconómicas que establezca el Reglamento a esta Ley.

La Aresep será en el ente encargado de coordinar todos aquellos aspectos que se requieran para lograr la implementación efectiva de los principios de universalidad y solidaridad eléctrica establecidos en la presente Ley.

ARTÍCULO 100.- Objetivos del servicio universal y la solidaridad en la prestación del servicio eléctrico

Los objetivos fundamentales del régimen de servicio universal y solidaridad en la prestación del servicio eléctrico entre los usuarios de la red eléctrica nacional, y que podrán ampliarse en el Reglamento de esta Ley, son:

a) Garantizar y promover el acceso a servicios eléctricos de calidad, de manera oportuna, eficiente, con precios asequibles y competitivos, a los habitantes de las zonas del país, donde el costo de las inversiones para la instalación y mantenimiento de la infraestructura no sea financieramente rentable, o bien, cuando los habitantes de determinada zona del país no tengan recursos suficientes para acceder a ellos.

b) Otorgar servicios eléctricos de calidad, de manera oportuna, eficiente y a precios asequibles y competitivos, a las instituciones y personas con necesidades sociales especiales, tales como albergues de menores, adultos mayores, personas con discapacidad, población indígena, escuelas y colegios públicos, centros de salud públicos y otros sectores vulnerables socialmente.

c) Brindar, en forma continua, oportuna y eficiente, los servicios de alumbrado público a las ciudades y rutas de tránsito vehicular del país o sitios públicos.

ARTÍCULO 101.- Criterios para la aplicación del sistema de universalidad y solidaridad en el Sistema Eléctrico Nacional

El sistema de universalidad y solidaridad otorgará apoyo, a aquellas actividades de interés social realizadas por grupos e instituciones que son consumidores de electricidad y que, por su condición particular, requieren del apoyo solidario para acceder a los servicios eléctricos.

Se considerarán como criterios de universalidad para la asignación de fondos los siguientes:

a) La rentabilidad financiera negativa para la realización de determinado servicio eléctrico.

b) La individualización de una zona geográfica y el índice de desarrollo humano y económico de una población que habita la zona y que requiere de soluciones energéticas que el servicio eléctrico puede suplir.

c) El nivel de ingreso familiar o comunal.

Asimismo, los criterios de solidaridad son los siguientes:

a) Estudios socioeconómicos, en los cuales se logre determinar que los ingresos netos del nivel familiar o comunal son insuficientes para acceder a los servicios eléctricos.

b) Vulnerabilidad socioeconómica, definida por la insuficiencia de los ingresos netos, de una familia o de un determinado grupo o institución de interés social, para cubrir los costos del servicio eléctrico.

ARTÍCULO 102.- Actividades del sistema universalidad y solidaridad

El sistema de universalidad y solidaridad tendrá como ámbito las siguientes actividades:

1. Desarrollo de infraestructura eléctrica

Se dividen en dos tipos:

a) La electrificación de áreas geográficas de difícil acceso o baja rentabilidad del proyecto para el suministro de electricidad o en sistemas aislados de demanda eléctrica no conectados a redes de transmisión o distribución nacionales del SEN.

b) El alumbrado de zonas de la ciudad, rutas de tránsito vehicular o áreas públicas.

2. De asistencia socioeconómica para pagar a un costo menor el servicio de electricidad

Se dividen en dos tipos:

a) De asistencia socioeconómica colectiva, entendida como la aplicación de un parámetro estándar o general mediante el cual se brinde el ámbito de universalidad o solidaridad en la prestación del servicio eléctrico.

b) De asistencia socioeconómica específica, entendida como la aplicación de la universalidad o solidaridad en la prestación del servicio eléctrico por condiciones propias e individualizadas del sujeto a quien se brinde.

ARTÍCULO 103.- Mecanismos de implementación financiera de las actividades del sistema de universalidad y solidaridad en el Sistema Eléctrico Nacional

La Aresep estará facultada para crear y administrar un fideicomiso a través de los bancos públicos del Sistema Bancario Nacional para la captación de los fondos que por objeto del diseño del sistema de universalidad y solidaridad se requiera para el financiamiento del tipo de proyectos de desarrollo de infraestructura eléctrica. Para ello, esta figura estará exonerada de impuestos de renta. Formarán parte de la Junta de Administración de este fideicomiso, los representantes de las empresas distribuidoras nacionales, el representante de la Aresep, y el representante del ministro o viceministro de Energía del Minaet, quien lo presidirá.

La determinación de la lista de proyectos de infraestructura eléctrica a los que se les aplicará financiamiento se determinará por la lista de proyectos candidatos determinada por las solicitudes de las empresas distribuidoras u organizaciones de la sociedad, sean estatales o privadas que lo consideren necesario. La Junta de Administración del Fideicomiso en función de los criterios expresados por esta Ley, establecerá la prioridad de financiamiento de los proyectos, procurando que los mismos se apliquen en todo el territorio nacional y se concentren en aquellos sitios de menor desarrollo humano relativo.

El mecanismo de implementación para la asistencia socioeconómica se establecerá directamente en las tarifas eléctricas de las empresas distribuidoras durante el proceso de cobro o pago de la liquidación de mercado y de cobro de la tarifa eléctrica de los consumidores finales, vía la aplicación de debito o crédito a nivel de empresas distribuidoras. Y deberá basarse en estudios socio-económicos, que permitan valorar el grado de necesidad y prioridad para la asistencia socioeconómica en la tarifa eléctrica, dicho estudio deberá tomar en consideración lo establecido en la política social de desarrollo en el Plan nacional de desarrollo y deberá realizarse al menos cada cuatro años. Para ello, la Aresep, le comunicará, a las empresas distribuidoras y a la AAM, según sea el caso, cuáles serán los mecanismos tarifarios y de liquidación comercial que deberán aplicarse para lograr el funcionamiento financiero de esta tarifa.

Para el caso de áreas de concesión de distribución eléctrica donde operen regímenes solidarios eléctricos, sea por ley o por administración de las empresas distribuidoras, no será necesaria la participación de estas áreas en el régimen solidario universal creado por esta Ley. Pero de igual forma se les deberá aplicar la fiscalización y auditoría que se prevé por esta Ley al sistema solidario y universal.

ARTÍCULO 104.- Fiscalización y auditoría de la ejecución de los fondos

La administración de los recursos del fideicomiso, así como la aplicación del sistema universal y solidario en general, estará sometida a la fiscalización de la Contraloría General de la República, sin perjuicio de los mecanismos de control interno que se dispongan legal y reglamentariamente. Cada año la Aresep deberá contratar auditorías externas que auditen el manejo y ejecución de fondos brindados para el fin del sistema de universalidad y solidaridad, tanto de parte de la Aresep como de las empresas distribuidoras autorizadas en el SEN. Las recomendaciones de la auditoría externa deberán estudiarse, y sus recomendaciones deberán implementarse en la medida en que impliquen mejoras en la transparencia del proceso o seguridad del manejo, y no un detrimento en la eficiencia de aplicación de los fondos. Las recomendaciones de estas auditorías y su plan de atención deberán ser publicados.

Anualmente, la Aresep preparará un informe público sobre el funcionamiento de los fondos asignados al sistema de universalidad y solidaridad, basado en la operación de este y en los resultados de las auditorías y fiscalización de la Contraloría General de la República. Dicho informe deberá contener como mínimo:

a) Las estadísticas relevantes sobre el cumplimiento de los objetivos y metas del servicio eléctrico universal y solidario.

b) Los estados financieros del fideicomiso.

c) Un informe sobre el desempeño de las actividades del sistema de universalidad y solidaridad y el estado de ejecución de los proyectos que este financia, así como la información financiera correspondiente desglosada por proyecto o asistencias socioeconómicas a la tarifa eléctrica.

d) Una evaluación del impacto o resultado final socioeconómico, según los indicadores, metas y objetivos prefijados en el Plan nacional de energía.

CAPÍTULO VI

SISTEMA DE REGULACIÓN DE PRECIOS Y TARIFAS DE LOS

SERVICIOS Y PRODUCTOS DE LA ELECTRICIDAD

SECCIÓN ÚNICA

DISPOSICIONES GENERALES RELATIVAS A PRECIOS Y TARIFAS PARA

EL MERCADO MAYORISTA Y LOS USUARIOS FINALES

DEL SERVICIO ELÉCTRICO

ARTÍCULO 105.- Objetivo

El sistema de regulación de precios y tarifas tiene como propósito lograr el funcionamiento eficiente y los objetivos sociales, económicos y ambientales que propone la política del sector energía.

ARTÍCULO 106.- Precios y tarifas de los servicios y productos de la electricidad

La Aresep supervisará, vigilará y controlará, las tarifas y precios de los servicios o productos de electricidad disponibles al público y que se originan en las diferentes etapas de la cadena de suministro de la energía eléctrica, conforme a la metodología de precio tope o cualquier otra que incentive la competencia y la eficiencia en el uso de los recursos, de acuerdo con las bases, procedimientos y periodicidad que se definan reglamentariamente.

Cuando la Aresep determine, mediante una resolución motivada, que existen las condiciones suficientes para asegurar una competencia efectiva, los precios serán regulados y determinados de acuerdo con mecanismos de competencia establecidos por esta Ley, sus reglamentos o resoluciones administrativas.

En caso de que la Aresep determine, mediante una resolución motivada, que las condiciones de competencia efectiva en el mercado dejan de darse, deberá intervenir y proceder a fijar la tarifa de acuerdo con lo estipulado en el primer párrafo de este artículo, buscando siempre que se cumplan los objetivos del sistema de regulación de precios y tarifas.

ARTÍCULO 107.- Fijación de tarifas de los servicios y productos de la electricidad al consumidor final

La tarifa al consumidor final comprenderá los costos de generación, transmisión y distribución.

El costo de generación estará determinado según el precio único y definitivo de cada contrato multilateral eléctrico, los derechos y obligaciones de las transacciones multilaterales y de ocasión negociadas en firme en el mercado mayorista, así como otras obligaciones financieras que establezca la presente Ley. El costo de generación excluye los contratos negociados en las transacciones bilaterales. Este costo deberá reflejar las condiciones horario – estacionales de la energía.

Los precios y tarifas de transporte incluirán los costos de inversión, operación y mantenimiento de redes, así como la rentabilidad razonable, que se fijará en función de los estudios comparativos de los mercados nacionales e internacionales competitivos. Estos precios y tarifas deberán reflejan las condiciones temporales y espaciales nodales del transporte de energía.

Los precios y tarifas de distribución deberán incluir los costos propios de la operación, mantenimiento y crecimiento de sus redes de distribución, así como la rentabilidad razonable por sus actividades hasta el usuario final, según lo dispone la Ley de la autoridad reguladora de los servicios públicos, N.° 7593.

La tarifa eléctrica al consumidor final no podrá reflejar ningún tipo de subsidio cruzado entre niveles de tensión eléctrica. Las tarifas eléctricas deberán reflejar, como mínimo, las condiciones técnicas de suministro (alta, media y baja tensión), así como las pérdidas eléctricas asociadas a estos niveles de tensión y calidad eléctrica. También deberán reflejar los costos de infraestructura de los sistemas de medición y de administración comercial, que se regirán por el Reglamento de esta Ley. El modelo de contabilidad de costos estándar, que permite lograr los aspectos tarifarios en la presente Ley, será reglamentado por la Aresep previa consulta a operadores del mercado.

ARTÍCULO 108.- Atribuciones de la Aresep respecto de los precios y tarifas de los servicios y productos de la electricidad y la competitividad

La Aresep tendrá las siguientes atribuciones respecto de los precios y tarifas de los servicios y productos de electricidad:

a) Establecer en conjunto con las empresas distribuidoras y grandes consumidores, los estudios y actualizaciones para la definición de los elementos de consumo que se requieran para su segmentación real y representativa del consumo nacional eléctrico. Los estudios y actualizaciones se realizarán cada año.

b) Definir las tarifas eléctricas de cada segmento de consumo eléctrico, según sus características mínimas de niveles de tensión, calidad eléctrica o área geográfica.

c) La Aresep establecerá la tarifa que aplicará para los casos de generación distribuida donde el consumidor eléctrico o la empresa de generación vendan energía a la empresa distribuidora. Las tarifas incentivarán tanto al consumidor eléctrico para vender como a la empresa distribuidora para comprar.

d) Aprobar los cargos que establezca la presente Ley.

e) Construir la banda de precios que servirá para regular el proceso de formación de precios en el mercado mayorista para los procesos de subastas.

f) Incluir en las consideraciones de fijación de la tarifa eléctrica por segmento de consumo y empresa distribuidora, los precios que se fijen en los procesos de negociación del mercado multilateral mayorista eléctrico.

g) Garantizar que la tarifa al consumidor final incluya el precio definitivo del producto que provenga de los contratos firmes en el mercado eléctrico mayorista, los costos de los servicios eléctricos asociados, sean estos los costos de inversión, operación y mantenimiento de redes, costos ambientales y sociales reconocidos, así como los cargos según lo establecido en el Reglamento de esta Ley. Además, incluirá la rentabilidad razonable de estos, que se fijará en función de los estudios comparativos en el mercado nacional y de otros países comparables con mercados eléctricos competitivos.

h) Revisar y ajustar los niveles tarifarios al consumidor final cada año, los cuales se podrán revisar extraordinariamente si las condiciones lo requieren.

i) Conformar los parámetros económicos de las ofertas de compra mayorista de electricidad.

j) Determinar la existencia y habilitar a los operadores del sector energía.

k) Verificar que los operadores, por su condición de poder, escala o integración vertical, no ejerzan poder o control sobre el comportamiento del sector o subsectores o una parte de este que afecte a sus competidores o a los clientes nacionales.

l) Promover la competencia efectiva, entendida como el establecimiento de mecanismos adecuados para que todos los operadores del sector energía compitan en condiciones de igualdad, a fin de procurar el mayor beneficio de los consumidores.

m) Garantizar, cuando corresponda, el libre acceso a la infraestructura necesaria para brindar el servicio público en condiciones razonables, equitativas y no discriminatorias.

n) Conocer, de oficio o por denuncia, así como corregir y sancionar cuando proceda, las prácticas anticompetitivas cometidas por los operadores, que tengan por objeto o efecto limitar, disminuir o eliminar la competencia en el suministro de productos y servicios en el sector energía.

o) Poner a disposición del público los precios únicos de subasta y las tarifas definidas en los procesos correspondientes, la información relativa a cantidades de energía y potencia que sean transadas en el mercado eléctrico mayorista, información de ventas y cantidad de energía y potencia de las empresas distribuidoras y de los consumos directos, así como en general de todas tarifas o regulación de precios que realice en el sector energía.

p) Administrar el Fideicomiso que mediante esta Ley se le autoriza constituir.

La Aresep deberá tener un modelo que permita relacionar diferentes costos de generación según los contratos eléctricos multilaterales, con diferentes niveles de las tarifas de consumidor final, y viceversa. El modelo considerará, como mínimo, las variables socioeconómicas, los parámetros económicos de crecimiento, tanto nacionales como internacionales, el comportamiento futuro y la elasticidad de la demanda de los consumidores eléctricos nacionales.

ARTÍCULO 109.- Obligación de las empresas distribuidoras y grandes consumidores

Las empresas distribuidoras y los grandes consumidores, deberán remitir a la Aresep la información de las cantidades históricas y proyectadas de demanda de electricidad, para que estudie y actualice los segmentos de consumo eléctrico final del nivel minorista eléctrico.

ARTÍCULO 110.- Disposiciones generales para los contratos bilaterales

Para suscribir los contratos bilaterales, se deberán respetar las siguientes disposiciones:

a) El precio queda sujeto a libre negociación de partes.

b) El tipo de productos que se pueden transar en esta negociación bilateral, quedará sujeto al Reglamento de esta Ley.

c) Las partes deberán declarar cuál de ellas se hace responsable del pago de los cargos de transmisión y distribución.

d) Los costos de transmisión y distribución deberán ser calculados y cobrados por la AAM, con el objetivo de viabilizar la operación del contrato bilateral.

Estarán sujetos a su operación en la medida en que hayan adquirido capacidades de transmisión para ejecutar sus contratos.

ARTÍCULO 111.- Tarifa de transmisión y de distribución

Los costos de los servicios de transmisión y de distribución que se brindan en el mercado mayorista, se tasarán con base en los estudios auditados y las normas para el cálculo del costo que establezca la Aresep. Los costos se pagarán mediante una tarifa de transmisión o de distribución, que se cobrará a las transacciones que se realizan en el mercado eléctrico mayorista o al sistema minorista.

Todas las transacciones del mercado mayorista deben incorporar el pago de los servicios de red.

Las tarifas o precios de los servicios y productos que brindan las distribuidoras a sus usuarios finales, se fijarán mediante estudios tarifarios bajo la modalidad de servicio al costo, según lo define la Ley de la autoridad reguladora de los servicios públicos, N.° 7593, de 9 de agosto de 1996, los cuales deben incluir los costos de operación y mantenimiento de las redes eléctricas y del alumbrado público, así como los requerimientos de expansión de estas.

Los proyectos de alumbrado público, además de las fijaciones tarifarias como servicio público que ordinariamente gestiona, ante la Aresep, la empresa distribuidora con la respectiva autorización para brindar el alumbrado público, podrán financiarse con los fondos del Sistema Universal y Solidario de Electricidad, previo requerimiento de parte del concesionario del servicio de distribución.

CAPÍTULO VII

COMPETENCIA EN EL MERCADO

SECCIÓN ÚNICA

RÉGIMEN DE COMPETENCIA EFECTIVA

ARTÍCULO 112.- Régimen de competencia efectiva del sector energía

La realización de todas las actividades de los integrantes del sector energía estará sujeta a un régimen sectorial de competencia, el cual se regirá por lo previsto en esta Ley. Lo no previsto en esta Ley será regulado por la Ley de promoción de la competencia y defensa efectiva del consumidor, N.° 7472, de 20 de diciembre de 1994.

ARTÍCULO 113.- Administración del Régimen de Competencia

El ejercicio, control y supervisión de la competencia y su práctica entre los operadores del mercado será una función inherente que deberá ejercer y cumplir la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, de acuerdo con el procedimiento ordinario establecido en la Ley general de la Administración Pública.

Con el fin de ejercer la supervisión del régimen de competencia efectiva, la Aresep tendrá las siguientes atribuciones:

a) Determinar la existencia y habilitar a los operadores del sector energía mediante autorizaciones, según sea el caso.

b) Verificar que los operadores, por su condición de poder, escala o integración vertical, no ejerzan poder o control sobre el comportamiento del sector o subsectores o una parte de este que afecte a sus competidores o a los clientes nacionales.

c) Promover la competencia efectiva, entendida como el establecimiento de mecanismos adecuados para que todos los operadores del sector energía compitan en condiciones de igualdad, a fin de procurar el mayor beneficio de los consumidores.

d) Analizar el grado de competencia efectiva en los diferentes subsectores del sector energía.

e) Determinar cuándo las operaciones o actos de los operadores que se ejecuten o celebren fuera del país, puedan afectar la competencia efectiva en el sector energía cuando corresponda.

f) Garantizar, cuando corresponda, el libre acceso a la infraestructura necesaria para brindar el servicio público en condiciones razonables, equitativas y no discriminatorias.

g) Conocer, de oficio o por denuncia, así como corregir y sancionar cuando proceda, las prácticas anticompetitivas cometidas por los operadores, que tengan por objeto o efecto limitar, disminuir o eliminar la competencia en el suministro de productos y servicios en el sector energía.

h) Poner a disposición del público los precios únicos de subasta y las tarifas definidas en los procesos correspondientes, la información relativa a cantidades de energía y potencia que sean transadas en el mercado eléctrico mayorista, información de ventas y cantidad de energía y potencia de las empresas distribuidoras y de los consumos directos, así como en general de todas las tarifas o regulación de precios que realice en el sector energía.

i) Realizar convenios e intercambio de información con las autoridades reguladoras de otras jurisdicciones.

j) Administrar del Sistema Universal y Solidario de Electricidad.

ARTÍCULO 114.- Obligaciones de los operadores del Sector Energía en materia de competencia

La Aresep verificará el cumplimiento, por parte de los operadores del sector energía, de las siguientes obligaciones:

a) Abstenerse de realizar prácticas anticompetitivas.

b) Abstenerse de divulgar o utilizar indebidamente la información de competidores adquirida al proveer interconexión, arrendamiento o acceso a su infraestructura.

c) Mantener contabilidades de costos separadas para cada actividad que realiza dentro de la cadena de suministro en la que se encuentra organizativamente integrado, de acuerdo con los reglamentos y las disposiciones que al efecto emita la Aresep. Esta contabilidad deberá auditarla un auditor externo, anualmente o cuando sea necesario a criterio de la Aresep. Igual disposición se aplicará para el caso de las filiales y empresas del operador.

d) Someterse al régimen tarifario o de regulación de precios prevista dentro de la normativa vigente.

e) Dar libre acceso a sus redes eléctricas, a los servicios que por ellas presten y a las instalaciones, en forma oportuna y en condiciones razonables y no discriminatorias a otros integrantes de mercado, y brindando la información técnica para el acceso oportuno a estas.

f) Cumplir las obligaciones técnicas asociadas al acceso e interconexión a redes eléctricas.

g) Proporcionar, a los consumidores del sector energía condiciones homogéneas de calidad independientemente de su ubicación geográfica y tiempo.

ARTÍCULO 115.- Prácticas anticompetitivas

Se considerarán prácticas anticompetitivas: actos, contratos, convenios, arreglos o combinaciones entre operadores del sistema e integrantes del mercado eléctrico mayorista que son competidores entre sí, actuales o potenciales, actuando por sí o conjuntamente con otros agentes económicos, y cuyo objeto o efecto sea o pueda ser el desplazamiento indebido de otros operadores del mercado, el impedimento sustancial de su acceso o el establecimiento de barreras de entrada o de ventajas exclusivas a favor de una o varias personas, en los siguientes casos:

a) Fijar, elevar, concertar o manipular el precio de compra o venta al que son ofrecidas o demandadas las ofertas en el mercado mayorista eléctrico, o intercambiar información con el mismo objeto o efecto.

b) Hacer uso de los derechos y títulos habilitantes otorgados por esta Ley, para ejercer posición de abuso de poder o control sobre el suministro de productos y servicios en el sector energía.

c) Revelar información falsa o incompleta con el propósito de inducir a error o crear ventajas en los procesos de contratación del subsector electricidad o en el proceso de fijación tarifaria del sector energía.

d) Utilizar las posiciones de representación en los órganos y entes que conforma esta Ley, para lograr el acceso a información secreta o privilegiada con el objeto favorece una posición anticompetitiva de uno o varios operadores.

e) Recurrir a la compra de información o cualquier medio de soborno a los funcionarios del Minaet, la Aresep, la AAM o el Cecon, con el propósito de lograr una posición anticompetitiva.

f) Establecer, concertar o coordinar las ofertas o la abstención en los procesos de contratación o de ocasión en el mercado eléctrico.

g) Negarse a dar libre acceso a sus redes eléctricas, a los servicios que por ellas presten y a las instalaciones, así como a la interconexión, salvo que exista una justificación razonable.

h) Establecer subsidios cruzados entre actividades de la cadena de suministro que se encuentran verticalmente integrados en un mismo operador.

i) Fijar, imponer o establecer la compra, venta o distribución exclusiva de servicios o productos de energía, por razón del sujeto, la situación geográfica o por períodos de tiempo determinados, incluyendo la división, la distribución o la asignación de clientes entre operadores, salvo disposición por Ley.

j) Imponer el precio o condiciones en el suministro de energía en aquellos casos en que la actividad se encuentre regulada.

k) Realizar la venta o la transacción condicionada a comprar, adquirir, vender o proporcionar otro bien o servicio adicional, normalmente distinto o distinguible, o sobre la reciprocidad.

l) Efectuar la venta, la transacción o el otorgamiento de descuentos o beneficios, sujetos a la condición de no usar, adquirir, vender ni proporcionar los bienes o servicios disponibles y normalmente ofrecidos a terceros.

m) Realizar la concertación entre varios operadores o la invitación a ellos, para ejercer presión contra algún cliente, operador o proveedor, la Aresep o el Minaet, con el propósito de disuadirlo de una conducta determinada, aplicar represalias u obligarlo a actuar en un sentido específico.

n) Efectuar la prestación de servicios a precios o en condiciones que resulten abusivos.

o) Todo acto deliberado que tenga como único fin procurar la salida de otros operadores, o implique un obstáculo para su entrada.

Los actos a que se refiere este artículo son prohibidos. Serán nulos de pleno derecho y se sancionarán conforme a esta Ley.

ARTÍCULO 116.- Procedimiento para autorizar las concentraciones

Antes de realizar una concentración, los operadores del sector energía deberán solicitar la autorización de la Aresep, a fin de que esta evalúe el impacto de la concentración en el desempeño competitivo del sector. Dicha autorización se requerirá con el fin de evitar formas de prestación conjunta que se consideren nocivas para la competencia, los intereses de los usuarios o la libre concurrencia en procesos de contratación en el sector.

La Aresep tendrá un plazo de treinta días hábiles para emitir su resolución, contados a partir de la presentación de la solicitud de autorización con la información requerida en el marco normativo vigente, o, en su defecto, desde la fecha de la presentación de la información solicitada por la Aresep. En casos de especial complejidad, la Aresep podrá ampliar ese plazo hasta por treinta días hábiles adicionales, por una sola vez.

La resolución de la Aresep deberá ser motivada. Debe indicar si autoriza o no la concentración, o bien, si la autoriza con alguna de las condiciones a que se refiere el artículo siguiente, así como especificar el contenido y el plazo de dichas condiciones.

ARTÍCULO 117.- Condiciones para la autorización de concentraciones

Al autorizar una concentración, la Aresep podrá imponer a los operadores algunas de las siguientes condiciones:

a) La cesión, el traspaso o la venta de uno o más de sus activos, derechos o acciones, mediante el procedimiento de oferta pública que se determine reglamentariamente.

b) La separación o desmembramiento legal del operador.

c) La limitación o la restricción de prestar servicios o participación en el mercado o en ciertos procesos de este, o la limitación del ámbito geográfico en que estos puedan prestarse.

d) La limitación o la restricción para adquirir nuevas concesiones o autorizaciones de conformidad con esta Ley.

e) La introducción, eliminación o modificación de alguna de las cláusulas de los contratos asociados a la figura de concentración y suscritos entre operadores en el sector energía cuando estas atenten contra el régimen efectivo de competencia, establecido en el marco normativo vigente.

Estas condiciones podrán aplicarse por el plazo máximo indicado por la Aresep.

ARTÍCULO 118.- Prohibición

La Aresep no autorizará las concentraciones que resulten en una adquisición de poder sustancial en las actividades del sector energía cuando lo indique la normativa vigente o incremente de la posibilidad de ejercer poder sustancial en el desempeño de una actividad o actividades del sector energía y que implique un resultado adverso para los consumidores finales.

No obstante, la Aresep podrá valorar si la concentración es necesaria para alcanzar economías de escala, desarrollar eficiencias o evitar la salida, en perjuicio de los usuarios, de un operador.

ARTÍCULO 119.- Poder sustancial en el mercado o en las actividades que se desarrollan en el sector energía

Para determinar si un agente económico tiene poder sustancial en el mercado cuando este exista o en actividades que forman parte de la cadena de suministro en el sector energía, debe considerarse:

a) Su participación en ese mercado o en la cadena de suministro de energía y su posibilidad de fijar precios unilateralmente o de restringir, en forma sustancial, el abastecimiento en el mercado o actividad de suministro de energía, sin que los demás agentes económicos puedan, en la actualidad o en el futuro, contrarrestar ese poder.

b) La existencia de barreras a la entrada y los elementos que, previsiblemente, puedan alterar tanto esas barreras como la oferta de otros competidores.

c) La existencia y el poder de sus competidores.

d) Las posibilidades de acceso del agente económico y sus competidores a las fuentes de insumos.

e) Su comportamiento reciente.

ARTÍCULO 120.- Prohibición de ejercer influencias entre operadores del sector energía

Se prohíbe que un operador ejerza cualquier tipo de influencia sobre otro operador de modo que afecte la libre competencia. Las decisiones que adopten tanto los generadores como los distribuidores deben ser independientes. Se prohíben las concentraciones de proyectos de generación entre empresas de generación y empresas de distribución en su actividad de generación. Para aquellos casos donde operen grupos de interés económico bajo las condiciones descritas en este artículo, los planes de generación de cada empresa del grupo deberán presentarse ante la Aresep y demostrar, en forma fehaciente ante este ente, la independencia operativa y funcional de dichos planes.

ARTÍCULO 121.- Medidas correctivas

Sin perjuicio de la sanción que corresponda, la Aresep podrá imponer a los integrantes del mercado y operadores del sistema las siguientes medidas correctivas, cuando realicen prácticas anticompetitivas o concentraciones no autorizadas en esta Ley:

a) La suspensión, la corrección o la supresión de la práctica de que se trate.

b) La desconcentración, parcial o total, de lo que se haya concentrado indebidamente.

ARTÍCULO 122.- Deber de confidencialidad

La Aresep, Cecon y la AAM deberán custodiar y resguardar la información que, en función de sus obligaciones, les sea entregada o producida, en especial la requerida en cualquiera de los procesos asociados a la contratación y operación del sector energía. En el caso del mercado eléctrico, se incluye aquella relacionada con la construcción de la banda de precios.

El deber de custodia y resguardo de la información se extiende a las personas que, como producto del intercambio de información, tengan conocimiento de la información generada.

CAPÍTULO VIII

RÉGIMEN SANCIONATORIO

ARTÍCULO 123.- Potestad sancionatoria de la Aresep

Sin perjuicio de la responsabilidad penal o civil, corresponde a la Aresep conocer y sancionar las infracciones administrativas en que incurran los operadores del sector energía.

Para la determinación de las infracciones y sanciones a las que se refiere el presente capítulo, se atenderá lo dispuesto en el libro segundo de la Ley general de la Administración Pública, N.° 6227, de 2 de mayo de 1978, y sus reformas.

ARTÍCULO 124.- Medidas cautelares en el proceso sancionatorio

Durante el procedimiento la Aresep podrá imponer, de oficio o a instancia de parte, las medidas cautelares necesarias para asegurar el resultado de un procedimiento sancionatorio o evitar que se pueda comprometer la actividad prestada, así como la integridad de las instalaciones, redes, equipos y aparatos del sector energía.

Cuando tenga indicios claros acerca de la operación ilegítima de algún operador la Aresep podrá imponer como medida cautelar el cierre del establecimiento, o la remoción de cualquier equipo o instrumento, o bien, su restricción de operación o participación en el mercado eléctrico mayorista. Para ejecutar estas medidas, se dispondrá del auxilio de la Fuerza Pública.

Si la medida adoptada fuere impugnada, la Aresep, mediante resolución fundada y previa audiencia a los interesados, deberá resolver si confirma, modifica o revoca la medida adoptada, en un plazo no mayor de dos meses a partir del inicio del procedimiento.

ARTÍCULO 125.- Tipos de infracciones

Las infracciones en materia de energía pueden ser muy graves o graves:

a) Son infracciones muy graves:

a.1. Operar en el sector energía sin contar con la concesión, título habilitante o autorización correspondiente.

a.2. Realizar la explotación de recursos u operación de proyectos en el país sin los títulos habilitantes correspondientes.

a.3. No cooperar o no dar seguimiento a las instrucciones en estado de emergencia del SEN.

a.4. Incumplir la obligación de contribuir al Sistema Universal y Solidario de Electricidad, demás obligaciones financieras y cualquiera otra establecida en la normativa vigente.

a.5. Incumplir los pagos según el DCT.

a.6. Incumplir las obligaciones contractuales.

a.7. Incumplir con las normas de calidad, confiabilidad y seguridad establecidas por la legislación y demás acuerdos de los entes competentes.

a.8. Incumplir las obligaciones de acceso y servicio universal impuestas de conformidad con esta Ley.

a.9. Utilizar las concesiones o títulos habilitantes a favor de un tercero o empresa del mismo grupo de interés económico.

a.10. Incumplir las instrucciones del Minaet, la Aresep, la AAM o el Cecon en el ejercicio de sus competencias.

a.11. Negarse a entregar la información que, de conformidad con la Ley y sus reglamentos, requieran en el ejercicio de sus competencias el Minaet, la Aresep, la AAM o el Cecon.

a.12. Entregar información falsa, incompleta u ocultarla, a los entes que corresponda en el ejercicio de sus competencias.

a.13. Alterar equipos de medición eléctrica con el propósito de ocultar la realidad de los hechos o sacar provecho económico.

a.14. Alterar equipos o simular programas de mantenimiento irreales.

a.15. Incumplir la obligación de informar a los entes que corresponda en el ejercicio de sus competencias.

a.16. Incumplir la obligación de facilitar el acceso oportuno a las instalaciones esenciales y de poner a disposición de los operadores la información técnica relevante en relación con estas instalaciones, cuando la norma lo indique.

a.17. Incumplir la obligación de acceso o interconexión y las demás obligaciones que de ella se deriven.

a.18. Suspender la interconexión al SEN sin autorización, excepto en casos de falla.

a.19. Cobrar, a los usuarios finales, tarifas distintas de las fijadas por la Aresep, cuando corresponda.

a.20. Ejecutar o ayudar a otro operador a la consecución de prácticas monopolísticas establecidas en esta Ley.

a.21. Realizar una concentración sin la autorización a que se refiere esta Ley.

a.22. Utilizar el acceso privilegiado de la información para sacar ventaja económica o de mercado.

a.23. Violar la privacidad de la información que indique esta Ley o sus reglamentos.

a.24. Incumplir las medidas cautelares adoptadas por el Minaet y la Aresep.

a.25. Cometer, de manera reiterada, las infracciones graves. Se entenderá por manera reiterada el caso en que se cometa la misma infracción en más de una ocasión en un período de dos años.

b) Son infracciones graves:

b.1. Utilizar los derechos habilitantes en forma distinta a la otorgada.

b.2. Incumplir las normas técnicas que resulten aplicables de conformidad con esta Ley y sus reglamentos.

b.3. Incurrir en prácticas de competencia desleal, de conformidad con el artículo 17 de la Ley de promoción de la competencia y defensa efectiva del consumidor, N.° 7472, de 20 de diciembre de 1994.

b.4. Simular condiciones de ofertas no competitivas con el propósito de no participar en el mercado nacional eléctrico.

b.5. Incumplir con la obligación de planificar las redes eléctricas.

b.6. Cometer tres errores no consecutivos, en un período de dos meses, en el envío de la información a los entes que corresponda en el ejercicio de sus competencias.

b.7. Incumplir plazos en las obligaciones de envío de información.

b.8. No tener disponibilidad de comunicación, para efectos de atrasar la recepción de comunicados o notificaciones.

b.9. No mantener actualizada ni custodiada la información requerida por los entes que corresponda en el ejercicio de sus competencias.

b.10. Cualquier acción en contra de lo dispuesto en esta Ley, los reglamentos u otras obligaciones contractuales, que por su naturaleza, daño causado y trascendencia no se considere como infracción muy grave.

b.11. Incumplir la legislación ambiental vigente y concordante con esta Ley.

ARTÍCULO 126.- Sanciones por infracciones

Las infracciones se sancionarán económicamente de la siguiente manera, sin perjuicio de las responsabilidades disciplinarias o penales existentes que se podrán cuestionar en el procedimiento que se incumple:

a) Las infracciones muy graves se sancionarán mediante una multa desde cero coma cero cinco por ciento (0,05%) y hasta el cinco por ciento (5%) de los activos del infractor, según lo estipulado por la Aresep.

b) Las infracciones graves se sancionarán mediante una multa desde cero coma cero cinco por ciento (0,05%) y hasta un diez por ciento (10%) de los ingresos brutos del infractor, durante el período de tiempo que estipule la Aresep.

Para la determinación del monto de la sanción, la Aresep tendrá en cuenta el grado de responsabilidad y la proporcionalidad con la magnitud del perjuicio creado y el que se pueda derivar de la propia sanción.

Cuando un operador o proveedor no haya obtenido ingresos brutos o se encuentre imposibilitado para reportarlos, la Aresep utilizará como parámetro para la imposición de sanciones el valor de sus activos, de acuerdo con los porcentajes y la falta que se describen en este artículo.

Si la falta acaecida proviene de un comercializador del mercado, se procederá a ejecutar la garantía que exige esta Ley.

Para efectos de imponer la sanción, la Aresep deberá valorar si el infractor forma parte de un grupo económico. En este caso, la sanción se impondrá con base en el ingreso bruto o ventas anuales, según sea el caso, de las empresas que conforman el grupo. Como parte de la sanción se encuentra también la posibilidad de pérdida de títulos habilitantes.

ARTÍCULO 127.- Criterios para la aplicación de las sanciones

La Aresep aplicará las sanciones por resolución fundada. Estas se aplicarán de forma gradual y proporcionada, teniendo en consideración los siguientes criterios: la mayor o menor gravedad de la infracción, el tiempo en que se cometió la infracción, la reincidencia, el beneficio obtenido o esperado con la infracción, el daño causado y la capacidad del pago del infractor.

Para imponer las sanciones, la Aresep debe respetar los principios del debido proceso, la verdad real, el impulso de oficio, la imparcialidad y la publicidad.

Para establecer la verdad real, la Aresep podrá prescindir de las formas jurídicas adoptadas por los operadores que no correspondan a la realidad de los hechos investigados.

ARTÍCULO 128.- Prescripción

La prescripción de la responsabilidad administrativa derivada de las infracciones de esta Ley, se regirá por las siguientes reglas:

a) La acción para reclamar responsabilidad administrativa prescribirá en el plazo de ocho años, contados a partir del momento en que se cometió la infracción. No obstante, en los casos de infracciones continuadas o de efectos permanentes, el plazo se computará desde el día que se cometió la última infracción o desde que cesó la situación ilícita, respectivamente.

b) La prescripción de la acción se interrumpe con la notificación al interesado del acto de apertura del procedimiento para determinar su responsabilidad. El plazo de prescripción se reiniciará desde la última interrupción, si el expediente estuviera paralizado por más de un mes por causa no imputable al presunto responsable.

c) La ejecución de la sanción impuesta prescribirá en el plazo de tres años, contados a partir del día inmediato siguiente a aquel en que se notifique al infractor la resolución que determina su responsabilidad.

ARTÍCULO 129.- Cobro judicial

Las obligaciones dinerarias que se originen en razón de las sanciones establecidas en este capítulo, que no sean pagadas en sede administrativa, se cobrarán judicialmente. Para ello será necesario una certificación expedida por la Aresep la cual constituirá título ejecutivo. Los débitos que no se hayan pagado dentro del plazo conferido, generarán la obligación de pagar intereses moratorios de tipo legal.

TÍTULO III

FORTALECIMIENTO Y MODERNIZACIÓN DE LAS

ENTIDADES PÚBLICAS DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD

CAPÍTULO I

FORTALECIMIENTO Y MODERNIZACIÓN DE LAS ENTIDADES Y

EMPRESAS PÚBLICAS DEL SUBSECTOR ELECTRICIDAD

ARTÍCULO 130.- Política de endeudamiento

Para el cumplimiento de sus fines legales, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia Sociedad Anónima, la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago y el Instituto Costarricense de Electricidad y sus empresas, estarán facultados para negociar, contratar y ejecutar, de manera autónoma e independiente, endeudamientos internos y externos de mediano y largo plazo hasta por un monto equivalente al 45% en relación con sus activos totales.

El endeudamiento se calculará con base en el valor de los activos totales, individualmente considerados, de las entidades y empresas públicas del subsector electricidad al 31 de diciembre del año anterior, excluyéndose para el cálculo los pasivos de corto plazo. En el caso del ICE y sus empresas, el endeudamiento se calculará con base en el total consolidado del valor de los activos totales. Los cambios en el pasivo a consecuencia de las variaciones en los tipos de cambio, no se considerarán para efectos de medir la variación neta del pasivo total para el cálculo del nivel de endeudamiento regulado en este artículo.

Cuando las empresas necesiten incrementar su endeudamiento en un porcentaje mayor al estipulado en este inciso, únicamente requerirían la autorización del Banco Central de Costa Rica. Para elaborar su autorización, el Banco Central de Costa Rica debe contemplar las condiciones de la oferta y la demanda en el mercado de energía eléctrica y telecomunicaciones.

Las entidades y empresas públicas antes enumeradas estarán facultadas para negociar, contratar y ejecutar, de manera autónoma, gradual y acumulativa, endeudamientos internos y externos de mediano y largo plazo sobre el nivel de endeudamiento del cuarenta y cinco por ciento (45%) y hasta el máximo del setenta por ciento (70%) en relación con sus activos totales. En el caso del ICE y sus empresas, el endeudamiento se calculará con base en el total consolidado del valor de los activos totales. El crecimiento del nivel de endeudamiento del cuarenta y cinco por ciento (45%) al setenta por ciento (70%), se realizará anualmente en la misma proporción de crecimiento de la demanda eléctrica proyectada para el año inmediato siguiente.

ARTÍCULO 131.- Desarrollo de las entidades y empresas públicas del subsector electricidad en el mercado internacional

Autorízase a todas las entidades y empresas públicas que conforman el subsector electricidad para que operen dentro y fuera del país y se promuevan y desarrollen en mercados internacionales, con previsión de la normativa vigente en seguridad energética. Cada una de las entidades y empresas públicas del subsector electricidad tendrá las mismas facultades, competencias y capacidades, en lo que les interese, como se disponen en esta Ley. Igualmente, se les autoriza para que brinden cualquier tipo de servicio de valor agregado y complementario, para lo cual requerirán de las autorizaciones que establezca el Minaet y la normativa de referencia. La especificación de los tipos de servicio de valor agregado y complementario, así como los requisitos de autorización serán determinados por el Minaet vía reglamento.

ARTÍCULO 132.- Desarrollo y explotación de proyectos eléctricos mediante sociedades mercantiles de propósito especial por parte del Estado

Conforme al artículo 5 de la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, N.° 8660; el ICE y sus empresas podrán participar en el capital y patrimonio de sociedades mercantiles de propósito especial (en adelante SPE), a los efectos de la administración, construcción, conservación, mejora, ampliación, sustitución o explotación de infraestructuras existentes y futuras, así como del desarrollo de cualesquiera actividades como integrantes del subsector electricidad. Estas sociedades serán constituidas por el ICE o sus empresas, dando participación a socios públicos o privados.

Cuando la SPE sea constituida por iniciativa del ICE, la admisión de socios privados se hará mediante procesos de pública concurrencia, acorde con los principios de contratación pública. Cuando la SPE se constituya como producto de un proyecto privado previamente aprobado por las autoridades del sector energía, los titulares de los títulos de prioridad de desarrollo eléctrico correspondientes tendrán derecho de participar en la SPE como socios, en la forma y proporción previamente aprobadas en el proyecto.

Se autoriza al ICE, a sus empresas, o a cualquier otra entidad estatal para transferir a la SPE bienes de cualquier naturaleza, que sean necesarios para el cumplimiento de sus objetivos, entre los expuestos en el párrafo anterior. La SPE podrá conservar, mejorar, ampliar, sustituir, explotar o modificar la naturaleza y titularidad de dichos bienes como parte de sus cometidos, los cuales estarán especificados en el correspondiente estatuto social. Los bienes del Estado transferidos a dichas sociedades, no podrán pignorarse ni darse en garantía.

A efectos del cumplimiento de fines y cometidos específicos determinados en el correspondiente estatuto social, la SPE estará habilitada a expropiar bienes inmuebles y derechos sobre bienes inmuebles de terceros, que formarán parte de su patrimonio.

Una vez cumplidos los fines para los cuales se creó, al final de su plazo de vigencia, todos los bienes inmuebles y derechos que conforman el patrimonio de la SPE revertirán al Estado, con las modificaciones registrales que hubieren sido necesarias para el cumplimiento de dichos fines, de acuerdo con lo dispuesto en cada caso.

La SPE podrá realizar cuantos actos legítimos surjan del giro de su actividad, dentro de los cometidos establecidos en esta Ley, de formas generales y reguladas específicamente en los respectivos estatutos sociales, en cada caso.

Se deberán prever, al menos, las siguientes actividades:

a) Emitir y enajenar acciones, obligaciones, bonos y cualquier clase de títulos en el país o en el extranjero, a entidades públicas o privadas.

b) Adquirir, administrar y mantener en cartera, acciones, obligaciones, títulos, valores, créditos y bienes en general.

c) Celebrar contratos de construcción, gestión, conservación o de cualquier tipo, para efectos de la ejecución de sus cometidos.

d) Otorgar fianzas, avales o cualquier clase de garantías, para la ejecución de sus cometidos.

e) Contratar préstamos en el país y en el exterior.

f) Adquirir y enajenar toda clase de bienes.

ARTÍCULO 133.- Otras formas de participación público-privada

Las entidades y empresas públicas del subsector electricidad podrán contratar con terceros la construcción, mejora, refacción, mantenimiento, rehabilitación o ampliación de infraestructuras, así como la ejecución de cualquiera de las actividades y servicios comprendidos dentro de la industria eléctrica mediante concesiones de obra pública u otras modalidades de Participación Público-Privada (PPP) distintas de la concesión, tales como el contrato de crédito de uso, el arrendamiento, tercerizaciones, contrato de gestión, contrato de obra y mantenimiento con pago aplazado de la financiación privada, contrato de obra por suma alzada, y reconocimiento directo de inversiones efectuadas por terceros para la generación de bienes públicos de la entidad contratista, aspecto que deberá reglamentarse como figura de cooperación paralela por el Minaet.

Asimismo, se autoriza a las referidas entidades y empresas públicas a constituir fideicomisos con los entes financieros del Sistema Bancario Nacional, en cualquiera de sus variantes, en aras de garantizar o financiar el pago o retribución de los contratistas privados en virtud de los contratos referidos en el párrafo anterior. A dichos efectos, se podrán fideicomisar flujos de fondos provenientes de la actividad de la entidad fideicomitente.

La ejecución de las obras, actividades y la prestación de servicios, podrá realizarse mediante la combinación de una o varias de las modalidades antes referidas, de conformidad con las exigencias de cada caso en particular.

Se autoriza a las entidades y empresas públicas a que se refiere este artículo, a participar en el capital y gestión de cualesquiera modalidades de asociación o empresa que pudieren requerirse para acciones de participación público-privada. La forma de participación será determinada, en cada caso, por la entidad participante.

A los efectos de lo establecido en el párrafo primero del presente artículo, deberá aplicarse la fórmula para la recuperación de la inversión, beneficios y gastos derivados de la aportación de empresas privadas en la generación de bienes públicos, lo cual establecerá el Minaet por medio de un decreto ejecutivo.

ARTÍCULO 134.- Concesiones u otras modalidades de participación público-privada

Facúltese al ICE y sus empresas, y a las empresas municipales, a recibir iniciativas privadas por ejecutarse mediante concesión o cualquiera de las otras formas de participación público-privada referidas en la presente Ley, sea iniciativa de una de las partes o mediante invitación de oficio.

A tal efecto, la reglamentación establecerá las condiciones y requisitos por cumplir por parte de la entidad concedente y los particulares en cuanto a la presentación de iniciativas privadas y otorgamiento de concesiones u otros contratos en virtud de dicho régimen.

El procedimiento y los derechos de los promotores de la iniciativa se ajustarán a las siguientes bases:

a) En la fase de presentación de la iniciativa, el promotor asumirá los riesgos de elaboración de la iniciativa, y no tendrá derecho a contraprestación alguna por esta, en el caso de no ser aceptada. La Administración dispondrá de un plazo máximo de cuarenta y cinco días naturales para examinarla; y mientras no la acepte, toda la información relativa a la iniciativa será confidencial.

b) Si la Administración acepta la iniciativa, se levantará la confidencialidad y se dará lugar a la fase de proposición, en la cual la Administración requerirá al proponente los estudios de factibilidad técnica, económica y ambiental y propuesta de estructuración de la operación, incluyendo borradores de los pliegos del procedimiento competitivo y del contrato de la Participación Público-Privada que en el caso se aplique. Estos estudios los efectuará el promotor de la iniciativa, y la Administración controlará su calidad y plenitud. En cualquier momento la Administración podrá solicitar aclaraciones, ampliaciones o convocatorias al proponente en relación al proyecto.

c) La Administración acordará con el promotor el costo de la elaboración de la iniciativa y de dichos estudios, que serán realizados por el promotor, a satisfacción de la Administración.

d) La Administración tendrá derecho a la recuperación respecto del adjudicatario, de los costos incurridos en ocasión del análisis, aprobación de la iniciativa y conducción de la licitación, los cuales también deberán ser expresados en el cartel.

e) Si no se llega a un acuerdo con el promotor en lo relativo al costo de los estudios, o este renuncia de forma explícita a su realización directa, la Administración podrá convocar al procedimiento de contratación que corresponda para su realización, total o parcial, entendiéndose que el promotor ha renunciado a recibir cantidad alguna en esta fase del proceso.

f) Cumplida dicha etapa a satisfacción de la Administración, esta dispondrá de un plazo de noventa días corridos, contados a partir de la conformidad prestada a los estudios de factibilidad, para llamar a licitación pública o promover el procedimiento de participación público-privada que se determine por razones de buena administración. Si no lo hiciera, el promotor de la iniciativa mantendrá todos los derechos sobre esta por un período no inferior a dos años.

g) Adoptada por la Administración la decisión de someter la iniciativa a cualquiera de los procedimientos de contratación señalados, la citada iniciativa quedará transferida de pleno derecho a la Administración, a cambio de lo cual el promotor tendrá las siguientes opciones:

1. Presentarse al procedimiento solo o integrado a un consorcio o sociedad y, en caso de ser este competitivo, este o el consorcio o sociedad de la cual fuere parte, tendrá el derecho de beneficiarse con un porcentaje adicional del resultado final de su oferta, de un quince por ciento (15%), lo cual deberá establecerse explícitamente en el pliego de licitación. Este porcentaje adicional se aplicará sobre el puntaje final resultante de la estricta aplicación de los criterios de evaluación definidos en dicho pliego.

2. Si la oferta del promotor o del consorcio o sociedad del cual fuere parte, considerando el beneficio señalado, no resultara ganadora o en caso de el promotor optare por no acudir al procedimiento, y si se llegara a perfeccionar un contrato para realizar el proyecto propuesto, el promotor tendrá como incentivo el derecho al cobro de todos los costos de los estudios y gastos efectuados en el marco del desarrollo de los estudios, que pagará el contratista resultante. El pago correspondiente a este derecho, se hará efectivo al promotor inmediatamente antes de la firma del contrato. La forma de establecer el monto y las condiciones de cobro de esta cantidad, se determinarán por la reglamentación, y deberán constar en el correspondiente cartel de licitación.

h) Si no se llegare a culminar el proceso de contratación, el promotor mantendrá el derecho que se le reconoce en el inciso c) del presente artículo.

i) Si el promotor participare en un procedimiento competitivo y obtuviere una calificación final igual que la de otro oferente, se preferirá la oferta del promotor, sin reconocer una instancia de mejora de ofertas.

j) Si en el procedimiento realizado, la oferta del promotor obtuviere una calificación final que difiera de la de otro oferente en menos del diez por ciento (10%) del valor de la calificación mayor, el promotor tendrá el derecho de igualar la oferta ganadora, en cuyo caso resultará adjudicatario sin más trámites.

ARTÍCULO 135.- Concesiones de explotación de bienes inmuebles con aptitud ecoturística

La Empresa de Servicios Públicos de Heredia Sociedad Anónima, la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, el Instituto Costarricense de Electricidad y sus empresas, podrán definir los términos y condiciones para el otorgamiento de concesiones de explotación de sus bienes inmuebles con aptitud ecoturística, de conformidad con la planificación y criterios objetivos que desarrollen.

En ningún caso el ejercicio de la actividad en el área concesionada impedirá el cumplimiento de los objetivos del concedente. No podrá otorgarse simultáneamente más de una concesión por persona física, jurídica o grupo de interés económico. Las concesiones se otorgarán por un plazo máximo de diez años, prorrogables hasta por tres períodos no superiores a cinco años cada uno.

La concesión, excepto la otorgada sobre bienes de dominio público, podrá ser dada en garantía por el concesionario, para efecto de solicitudes crediticias. La extinción y caducidad de las concesiones se regirán, en lo conducente, por los artículos 19 y 20 de la Ley de concesión y operación de marinas turísticas, N.° 7744, de 19 de diciembre de 1997.

ARTÍCULO 136.- Participación en las actividades de generación, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización y actividades de consumo eficiente de la energía

Las empresas de servicios públicos municipales amparadas a esta Ley, serán parte integral del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y, de conformidad con el ordenamiento vigente, podrán participar de las actividades de generación, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización y actividades de consumo eficiente de la energía.

Autorícese a las entidades y empresas públicas nacionales del subsector electricidad, para que suscriban convenios de alianza empresarial con las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales, conducentes al desarrollo y la explotación conjunta de bienes y servicios de electricidad y telecomunicaciones. Las asociaciones cooperativas y las empresas de servicios públicos municipales, podrán suscribir entre ellas convenios de esta naturaleza; así mismo, podrán suscribir fideicomisos con un banco del Sistema Bancario Nacional (SBN), para el desarrollo de proyectos eléctricos y de telecomunicaciones; esta autorización se hace extensiva al ICE y a sus empresas.

ARTÍCULO 137.- Reforma y adición a la Ley de creación Instituto Costarricense de Electricidad y Telecomunicaciones, N.° 449, de 8 de abril de 1949

Refórmanse los artículos 2, inciso a) y 10, párrafo tercero, y se adicionan los incisos g) y h) al artículo 2 de la Ley de creación del Instituto Costarricense de Electricidad y Telecomunicaciones, N.° 449, de 8 de abril de 1949, para que en adelante se lean:

“Artículo 2.- Las finalidades del Instituto, hacia la consecución de las cuales se dirigirán todos sus esfuerzos y programas de trabajo, serán las siguientes:

a) Producir, almacenar, transportar, distribuir y comercializar energía dentro y fuera del territorio nacional, sin perjuicio de los casos que por ley específica se hubiere otorgado una concesión en un área geográfica determinada. Las principales gestiones del Instituto se encaminarán a llenar este objetivo, usando para ello todos los medios técnicos, legales y financieros necesarios, y su programa básico de trabajo será la construcción y operación de proyectos de energía basados prioritariamente en fuentes nacionales de energía renovable y el desarrollo de redes inteligentes eléctricas de transmisión y distribución y de sus sistemas industriales complementarios para la operación de esta redes, según el estado del arte y que garantice el acceso y uso a las mismas para el aprovechamiento máximo, eficiente y ambientalmente sostenible de la producción nacional energía y su consumo eficiente y de mejor costo posible en todo el territorio nacional para la sociedad costarricense. Esta tarea será llevada a cabo dentro de los límites de las inversiones económicamente justificables.

[…]

g) Aplicar procedimientos flexibles que permitan mantener controles a posteriori y un seguimiento adecuado.

[…]

h) Acordar la realización de compras conjuntas para el ICE y sus empresas, utilizando los procedimientos de contratación de las empresas del ICE.”

“Artículo 10.-

[…]

Los miembros del Consejo Directivo, salvo el presidente ejecutivo, quien devengará salario fijo, percibirán por cada sesión a la que asistan, las dietas competitivas en la industria, las que no podrán ser inferiores al equivalente al diez por ciento (10%) del salario base del contralor o la Contraloría General de la República. Podrán remunerarse hasta un máximo de ocho (8) sesiones por mes. El Consejo Directivo determinará la frecuencia con que celebre sus sesiones.”

ARTÍCULO 138.- Reformas y adición a la Ley de adquisiciones, expropiaciones y servidumbres de ICE, N.° 6313, de 4 de enero de 1979

Refórmanse los artículos 2, 3, 7, 19 y se adiciona un artículo 12 bis en la Ley de adquisiciones, expropiaciones y servidumbres de ICE, N.° 6313, de 4 de enero de 1979, para que en adelante se lean:

“Artículo 2.-

Decláranse de interés y utilidad pública las obras por ejecutar por el ICE y sus empresas, en el cumplimiento de las atribuciones legales que el ordenamiento jurídico le ha encomendado.

Para los efectos de expropiación, imposición forzosa de servidumbres, así como para el uso temporal de terrenos y derechos de paso durante la fase de investigación y exploración de proyectos, el ICE y sus empresas podrán aplicar las disposiciones de la Ley N.° 6313, de 4 de enero de 1979; además, supletoriamente, la Ley N.° 7495, de 3 de mayo de 1995, y sus reformas.

El uso temporal de terrenos y derechos de paso durante la fase de investigación y exploración de proyectos, se indemnizará en igual forma que a las expropiaciones; su plazo será hasta por cinco años, y deberá inscribirse en el Registro de Bienes Inmuebles.

La Gerencia General del ICE, en adelante denominada Gerencia del ICE o de la Gerencia General de la empresa correspondiente, antes de tramitar una expropiación, ordenará su avalúo al perito o a los peritos de la respectiva entidad.

El ICE utilizará su potestad expropiatoria a favor de sus empresas, mediante acuerdo del Consejo Directivo en tal sentido.

Artículo 3.-

Los peritos valorarán, independientemente, el terreno, sus cultivos, construcciones, inquilinatos, arrendamientos, derechos comerciales, yacimientos y cualesquiera otros bienes susceptibles de indemnización, los que se tramitarán en expedientes separados, tantos cuantos sean los titulares de los derechos.

Los avalúos deberán tomar en cuenta, en forma integral, todos los daños que tengan relación de causalidad con el proyecto que origina la expropiación. No se incluirán ni tomarán en cuenta hechos futuros ni expectativas de derecho.”

“Artículo 7.-

Una vez aprobado por la Gerencia el avalúo, esta deberá requerir al propietario, a los inquilinos o arrendatarios o legítimos poseedores, en su caso, mediante notificaciones personales, para que manifiesten, dentro de los ocho días siguientes, si están dispuestos a vender o traspasar el inmueble o la porción por utilizar y a aceptar las indemnizaciones de desalojo, por los precios que señalan los avalúos, a efecto de que comparezcan ante un notario público para el otorgamiento de las escrituras correspondientes.

Si dentro de ese plazo los titulares de inmuebles, porciones o los derechos por expropiar objetan el avalúo administrativo, a instancia del promotor la Gerencia podrá, con base en criterios de utilidad, necesidad y conveniencia institucional, ajustar el monto del avalúo. En caso de que la Gerencia apruebe un ajuste al avalúo inicial, se hará un nuevo requerimiento a los titulares de derechos, en los términos del párrafo anterior.

Simultáneamente con el requerimiento, la Gerencia podrá expedir un mandamiento provisional de anotación de las diligencias, y el Registro Público practicará la anotación respectiva. Practicada esa anotación, la transmisión de la propiedad o la constitución de cualquier derecho real sobre esta, se entenderá hecha sin perjuicio del anotante. La anotación caducará y se cancelará de oficio si, dentro del año siguiente, no se presenta el mandamiento de anotación definitivo, expedido por el juzgado que conoce de las diligencias judiciales.”

“Artículo 19.-

Efectuado el depósito de la suma fijada en sentencia firme o en el laudo arbitral, el juzgado dictará una resolución para ordenar entregar el expediente al notario público que acredite la Administración, para que proceda al otorgamiento de la escritura de traspaso de propiedad, la cual contendrá:

a) La ejecutoria o protocolización de la sentencia firme que fijó la indemnización.

b) Cualesquiera otros datos que fueren necesarios.

El Registro de la Propiedad inscribirá la finca o parcela a nombre del expropiante, aunque el inmueble no esté inscrito previamente. Antes de autorizar el giro de la suma que corresponda, el juzgado ordenará al expropiado presentar documentos que acrediten estar al día en el pago de impuestos nacionales y municipales.”

“Artículo 12 bis.-

En cualquier etapa de los procedimientos, las partes podrán someter la determinación del justiprecio a un proceso arbitral de equidad, conforme a las reglas de la Ley sobre resolución alterna de conflictos y promoción de la paz social, N.° 7727, de 9 de diciembre de 1997. Los gastos correrán por cuenta del expropiante.

Cuando los titulares de los derechos por expropiar no acepten someter la diferencia al proceso arbitral, el expropiante, justificando el interés o utilidad pública que reviste el proyecto por desarrollar, podrá dentro del proceso judicial de expropiación, solicitar al juez, como medida precautoria, de acuerdo con las normas del Código Procesal Contencioso-Administrativo, el dictado de una resolución que autorice su entrada en posesión de los bienes por expropiar.”

ARTÍCULO 139.- Modifícase del Contrato Eléctrico, Ley N.° 2 de 8 de abril de 1941, modificado por Ley N.° 4197, de 20 de setiembre de 1968 y Ley N.° 4977, de 19 de mayo de 1972

Se mantendrán vigentes los términos, derechos y condiciones establecidos en el Contrato Ley N.° 2, por el mismo plazo concedido en el artículo 54 denominado “Plazos de las Empresas”, de la Ley N.° 8660, Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, de 13 de agosto de 2008.

ARTÍCULO 140.- Modifícanse los artículos 18 y 37 de la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, N.° 8660, de 29 de julio de 2008

Refórmase el artículo 18 de la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, N.° 8660, de 29 de julio de 2008, para que en adelante se lea:

“Artículo 18.- Tratamiento tributario

Cuando el ICE y sus empresas actúen como operadores o proveedores, en mercados nacionales competitivos de servicios y productos de telecomunicaciones o de electricidad, estarán sujetos al pago de los impuestos sobre la renta y de ventas. En los demás casos, se mantendrán vigentes las exenciones conferidas en el Decreto Ley N.° 449, de 8 de abril de 1949, el Contrato eléctrico de la Ley N.° 2, de 8 de abril de 1941, y sus reformas, y así como cualesquiera otras que les confiera el ordenamiento.

Se excluye del pago del impuesto sobre la renta el servicio telefónico básico tradicional.”

Modifícanse la referencia legal contenida en el párrafo segundo del artículo 37 de la Ley de fortalecimiento y modernización de las entidades públicas del sector telecomunicaciones, N.° 8660, de 29 de julio de 2008, para que en adelante se lea:

“… El Consejo de Gobierno, a más tardar el quince (15) de abril de cada año, aprobará o desaprobará el informe presentado; para ello, indicará en forma detallada los motivos de la decisión y recomendará las acciones correspondientes, incluyendo la revisión de los nombramientos de los directores del Consejo Directivo; todo lo anterior a efecto de reconocer su gestión o, en su defecto, proceder de conformidad con el inciso a) del artículo 39 de la Ley general de la Administración Pública, según se determine para cada caso concreto y sin perjuicio de las responsabilidades asociadas con las actuaciones específicas de los directores…”.

ARTÍCULO 141.- Modifícase la Ley que declara de interés público los recursos geotérmicos, N.° 5961, de 6 diciembre de 1976

Modifícase la Ley que declara de interés público los recursos geotérmicos, N.° 5961, de 6 de diciembre de 1976, en su artículo 1, para que se lea:

“Artículo 1.- Declárese de interés público la investigación, exploración y explotación de los recursos geotérmicos del país, excepto en parques nacionales y reservas de vida silvestre, que se definen como la energía acumulada en aguas del subsuelo que, por diferentes procesos geológicos, se encuentra a altas presiones y temperaturas. Las actividades podrán ser realizadas por el Instituto Costarricense de Electricidad, sus empresas y cualquier otra empresa pública o privada o de naturaleza mixta público-privada del sector energía, que cuente con la resolución administrativa del Minaet como generador y desarrollador geotérmico, siempre y cuando se garantice la realización de su actividad fuera de parques nacionales y reservas de vida silvestre.”

CAPÍTULO II

DESAPLICACIÓN DE LEYES

ARTÍCULO 142.- Desaplicación de leyes

La Autoridad Administradora del Mercado (AAM), el Centro de Control Nacional (Cecon), la Aresep, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia Sociedad Anónima (ESPH) la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (Jasec) y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y sus empresas, no estarán sujetos a las siguientes leyes:

a) Ley de salarios de la administración pública, N.° 2166, de 9 de octubre de 1957.

b) Ley reguladora de gastos de viaje y transporte de funcionarios del Estado, N.° 3462, de 26 de noviembre de 1964.

c) Ley que modifica la integración de juntas directivas de instituciones autónomas, N.° 4646, de 20 de octubre de 1970.

d) Ley orgánica del Banco Central de Costa Rica, N.° 7558, de 3 de noviembre de 1995, artículo 89.

e) Ley de planificación nacional N.° 5525, de 2 de mayo de 1974, y sus reformas, referentes a proyectos de asistencia técnica, artículo 11.

f) Ley orgánica del Sistema Nacional de Radio y Televisión Cultural, N.° 8346, de 12 de febrero de 2003, artículo 19, inciso c).

g) Ley nacional de emergencias y prevención del riesgo, N.° 8488, de 22 de noviembre de 2005, artículo 46.

h) Ley orgánica de la Contraloría General de la República, N.° 7428, de 7 de setiembre de 1994, artículos 18 y 20, salvo las entidades enumeradas en el artículo 184 de la Constitución Política.

i) Ley de presupuesto para 1987, N.° 7055, artículo 40.

j) Código de Normas y Procedimientos Tributarios, N.° 4755, artículo 63.

k) Código de Trabajo, artículo 586.

CAPÍTULO III

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

TRANSITORIO I.- La Autoridad Administradora de Mercado (AAM) y el Centro de Control Nacional (Cecon) se constituirán en el plazo de seis meses a partir de la publicación de la presente Ley.

TRANSITORIO II.- En el plazo de dieciocho meses, a partir de su creación la AAM deberá:

a) Elaborar el Plan de satisfacción de la demanda eléctrica.

b) Crear el Registro de TPDE y dictar el reglamento para la inscripción de proyectos.

c) Crear el sistema de subastas y el sistema de transacciones de ocasión.

d) Diseñar los contratos normalizados y de productos eléctricos.

e) Homologar los contratos de hecho actuales.

f) Dictar los reglamentos de su competencia, en coordinación con el Minaet.

Los desarrolladores eléctricos, de conformidad con el Reglamento para la inscripción de proyectos, deberán inscribir sus TPDE en el plazo de quince meses a partir de la creación del Registro de TPDE. Transcurrido el plazo anterior, la Aresep, para el caso de concentración anticompetitiva individual de TPDE, obligará a la venta gradual vía subasta de TPDE, hasta garantizar, en un plazo de cinco años, la reducción de la concentración a niveles competitivos.

TRANSITORIO III.- En el plazo de seis meses a partir de su creación, el Cecon deberá crear el sistema de coordinación integrada, el sistema de medición eléctrico del SEN, el sistema de despacho económico del SEN, y dictar los reglamentos de su competencia, en coordinación con el Minaet.

TRANSITORIO IV.- A partir de la fecha de entrada en vigencia de esta Ley, los funcionarios del Instituto Costarricense de Electricidad y sus empresas, podrán incorporarse que se incorporen la AAM, el Cecon, o al ministerio rector, en manteniendo todos sus derechos laborales, así como los beneficios de antigüedad, carrera profesional, pensión complementaria y fondo de garantía en que estuvieran cotizando, respectivamente, y podrán continuar haciéndolo. Los funcionarios del ICE y sus empresas que se incorporen a la AAM y al Cecon, mayores de cincuenta y cinco (55) años y que cuenten con más de treinta (30) cuotas anuales de la Caja Costarricense de Seguro Social (CCSS), podrán acogerse a la jubilación si así lo solicitan.

TRANSITORIO V.- A partir de seis meses de entrada en vigencia de esta Ley, el ministerio rector deberá formular un presupuesto que contenga la asignación de las plazas necesarias para la conformación, fortalecimiento y operación de sus competencias en materia de energía, así como la dotación de los recursos para financiar la infraestructura y el equipamiento que se requiera para el funcionamiento eficaz y eficiente de su organización en el área de energía. El ministerio rector remitirá este presupuesto al ministro de Hacienda, a fin de que incluya, en el próximo presupuesto extraordinario, una transferencia por el total del presupuesto.

TRANSITORIO VI.- Exceptúanse, la AAM y el Cecon, por el plazo de dieciocho (18) meses, que empezarán a regir a partir del día de su creación, al igual que al ministerio rector y a la Aresep de la obligatoriedad de aplicar los procedimientos establecidos en la Ley de contratación administrativa, con el fin de adquirir los materiales, bienes y servicios que resulten indispensables para cumplir las funciones establecidas en esta Ley. La Contraloría General de la República revisará, a posteriori, la legalidad y el cumplimiento de los principios previstos en el ordenamiento de la contratación administrativa.

TRANSITORIO VII.- Autorízase al Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (Minaet), la creación de las plazas profesionales técnicas necesarias para atender las actividades institucionales y de rectoría que le competen en esta Ley.

TRANSITORIO VIII.- Autorízase a las empresas públicas del subsector electricidad a apoyar mediante convenios de préstamos u otros figuras similares al Minaet, con recursos humanos, técnicos y financieros, para apoyar el desarrollo de las acciones estratégicas necesarias para el fortalecimiento y desarrollo del subsector electricidad.

TRANSITORIO IX.- En el plazo de nueve meses a partir de la vigencia de esta Ley, la Aresep deberá:

1. Crear el sistema de regulación de precios que se aplicará al subsector electricidad en lo que compete según la normativa legal existente.

2. Elaborar el mapa de áreas de concesión de distribución eléctrica, que incluya las empresas actuales de distribución eléctrica de todo el territorio nacional, con el objeto de ordenar las concesiones de distribución otorgadas.

3. Elaborar el modelo de segmentos de consumo eléctrico de la demanda primaria, con el propósito de establecer el sistema regulatorio de precios y el modelo tarifario que aplicará para el subsector electricidad.

4. Definir el modelo de transferencias para la universalidad y solidaridad eléctricas, con el propósito de implementar el Sistema Universal y Solidario de Electricidad.

5. Dictar los reglamentos de su competencia, en coordinación con el Minaet.

TRANSITORIO X.- En un plazo máximo de doce meses a partir de la publicación de la Ley, el Minaet deberá:

1. Elaborar los mapas de regionalización energética.

2. Elaborar el Plan nacional de energía.

3. Dictar los reglamentos de su competencia.

TRANSITORIO XI.- Los derechos subjetivos adquiridos por los operadores del sector eléctrico nacional, se mantendrán vigentes para todo efecto jurídico material y procesal hasta su vencimiento. Es entendido que esos derechos subjetivos serán aquellos que correspondan a plantas de generación que operan o están en construcción y que cuenten con las debidas concesiones en regla, para satisfacer la demanda eléctrica nacional, y a proyectos de generación que cuenten con estudios avanzados y decisiones de inversión tomadas que demuestren fehacientemente este estado ante la Aresep y a la fecha de publicación de esta Ley.

TRANSITORIO XII.- Previamente a la operación de mercado y de acuerdo con la operación eléctrica actual y contratos eléctricos actuales, deberá llevarse a cabo la normalización de las obligaciones existentes entre cado uno de los operadores del sector eléctrico, a fin de confeccionar los respectivos contratos normalizados para que sean incorporados en la planificación, diseño y operación del mercado eléctrico mayorista, sin perjuicio de los derechos subjetivos adquiridos por los operadores de acuerdo con lo indicado en el transitorio anterior. Los contratos que resulten de este proceso de adecuación formarán parte del mercado multilateral de contratos.

TRANSITORIO XIII.- A partir de la vigencia de esta Ley, la Aresep fiscalizará que todas las empresas del subsector electricidad realicen la separación contable y administrativa de las actividades de generación, transmisión y distribución eléctrica. Estas empresas contarán con un plazo hasta de dieciocho meses para ajustar sus respectivos sistemas contables.

TRANSITORIO XIV.- Autorízase al ICE a administrar el ingreso proveniente del canon de energía que corresponde al presupuesto de la AAM y del Cecon, así como realizar los procesos de contratación de personal para la constitución de la AAM y del Cecon, de manera que los administre en forma separada contable y financieramente este proceso constitución. El Minaet, en coordinación con el ICE, definirá un plan de constitución de estos entes el cual contemplara para su ejecución, los instrumentos financieros que le faculte al ICE la normativa vigente, con el objeto de destinar estos recursos financieros para la infraestructura y el equipamiento de la AAM y del Cecon, así como la plantilla de personal que se puede contratar para efectos de la constitución de estos entes. Los pasivos, activos y patrimonio que se generen, así como el personal que forme parte de este plan de constitución serán trasladados y asumidos por AAM y el Cecon, una vez, que estos entes estén en capacidad técnica, administrativa y financiera de operar.

TRANSITORIO XV.- Las empresas del subsector y el ICE seguirán ejerciendo sus competencias, atribuciones y funciones hasta el momento en que entren formalmente en operación las entidades creadas en esta Ley, bajo las salvedades expresamente indicadas. La satisfacción de la demanda eléctrica nacional seguirá siendo responsabilidad del ICE hasta que operen los entes creados.

TRANSITORIO XVI.- El ICE mantendrá la operación integrada del SEN y del SER así como la Planificación Nacional Eléctrica hasta que las nuevas autoridades que se crean en esta Ley, se encuentren debidamente conformadas y con todas las normas y reglamentaciones vigentes.

El ICE y las nuevas autoridades de la AAM y el Cecon, así como las ya establecidas del Minaet y la Aresep, coordinarán los elementos administrativos y técnicos que sean necesarios para garantizar una adecuada transición de las competencias y atribuciones que les han sido encomendados y que ejercerán de acuerdo al marco legal existente.

Los generadores y distribuidores que actualmente contribuyen a la satisfacción de la demanda eléctrica nacional, suscribirán un contrato normalizado que comprenderá el respectivo ajuste en sus precios, sin afectar el equilibrio técnico-operativo, financiero, económico ni la posesión de los activos existentes.

TRANSITORIO XVII.- El ICE administrará, hasta su vencimiento, los contratos vigentes suscritos al amparo de la Ley N.° 7200, y sus reformas, y cuya producción se distribuye entre la demanda eléctrica nacional.

Los generadores privados podrán renovar sus contratos de compra-venta de energía con el ICE en el caso de alcanzar su vencimiento antes de que la AAM se haya constituido.

TRANSITORIO XVIII.- Los proyectos que, al momento de la entrada en vigencia de esta Ley y sus reglamentos, sean considerados inversiones aseguradas, según disponga el Minaet, de conformidad con el reglamento a esta Ley, supondrán un derecho subjetivo y podrán suscribir un contrato multilateral.

TRANSITORIO XIX.- Para los efectos de la presente Ley, la Empresa de Servicios Públicos de Heredia Sociedad Anónima, la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago, el Instituto Costarricense de Electricidad y sus empresas, de conformidad con el artículo 5 de la Ley N.° 8660, de 29 de julio de 2008, las cooperativas de electrificación rural y los generadores privados, al amparo de la Ley N.° 7200, están autorizados para operar en el mercado eléctrico nacional, en los términos y condiciones que dispone la presente Ley.

TRANSITORIO XX.- Para los efectos de obtener una concesión acorde a la presente Ley, los sujetos que hubieran estado amparados a la Ley N.° 7200 y que al momento de la entrada en vigencia de esta Ley tengan vencida su concesión de uso de agua y aprovechamiento de la fuerza hidráulica, se les otorga la concesión, por única vez, para el uso del agua y aprovechamiento de las fuerzas hidráulicas para la generación hidroeléctrica por un período de hasta tres años, en las mismas condiciones establecidas originalmente, lo cual incluye la concesión de servicio público por el mismo período.

El Minaet podrá requerir y verificar todos aquellos datos e información relacionados con la concesión, que considere necesarios para actualizar el expediente de la concesión.

Hasta seis meses antes de que caduque el plazo de dos años aquí concedido, los interesados podrán solicitar una nueva concesión, de acuerdo con los procedimientos, requisitos y plazos establecidos en la presente Ley.

TRANSITORIO XXI.- Para los efectos de obtener una prórroga amparada a la presente Ley, a los sujetos amparados a la Ley N.° 7200 cuyas concesiones venzan dentro de un período hasta de un año a partir de la entrada en vigencia de esta Ley, se les prorroga la concesión de fuerza hidráulica, por una única vez, por un período hasta de dos años, en las mismas condiciones establecidas originalmente, lo cual incluye la concesión de servicio público por el mismo período.

El Minaet podrá requerir y verificar todos aquellos datos e información relacionados con la concesión, que considere necesarios para actualizar el expediente de la concesión.

Hasta seis meses antes de que caduque el plazo de dos años aquí concedido, los interesados podrán solicitar una nueva concesión de acuerdo con los procedimientos, requisitos y plazos establecidos en la presente Ley.

TRANSITORIO XXII.- Autorízase a las entidades públicas del subsector electricidad a donar los activos, presupuestos y patrimonio que sean necesarios a la AAM y al Cecon.

TRANSITORIO XXIII.- Los plazos otorgados en los transitorios de este capítulo, podrán prorrogarse hasta seis meses, previa autorización del Minaet y con la justificación de los entes y órganos cuando estos los justifiquen antes del vencimiento del plazo con al menos con dos meses de antelación al vencimiento.

Rige a partir de su publicación.

Dado en la Presidencia de la República, a los dieciséis días del mes de marzo del dos mil diez.

Óscar Arias Sánchez

PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

Jorge Rodríguez Quirós

MINISTRO DE AMBIENTE, ENERGÍA Y TELECOMUNICACIONES

NOTA: Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión Permanente de Asuntos Hacendarios.

21 de abril de 2010.––1 vez.––O. C. Nº 20206.—C-3825850.––(IN2010048711).

REFORMA DEL PRIMER PÁRRAFO DEL ARTÍCULO 148 DE LA LEY

N.º 2, CÓDIGO DE TRABAJO, PARA EL ESTABLECIMIENTO

DEL DÍA 19 DE MARZO, COMO EL DÍA DE PADRE

Expediente N.º 17.681

ASAMBLEA LEGISLATIVA:

Vivimos en una sociedad en donde el fortalecimiento de los valores de la familia marcan la diferencia entre el desarrollo de generaciones con futuros prometedores o abismos sociales de desesperanza.

Es por eso que se debe fortalecer el núcleo familiar, y en el caso que se propone, se hace muy necesario reflexionar sobre la importancia del padre en la vida de familia y en su aporte al desarrollo de los hijos.

Para conceptualizar señalamos entonces que:

1.- Junto a la madre, el padre son los primeros modelos que tienen los hijos, de ahí la importancia de su presencia en el hogar.

2.- El padre ayuda en el sentimiento de pertenencia de los hijos a la familia, a la sociedad y al mundo en general.

3.- En el equilibrio emocional de la personalidad de los niños, el padre ayuda en el desarrollo social y en la formación de su personalidad.

4.- El padre como un modelo pro-activo, sabiendo sacar lo positivo de cada una de las circunstancias por las que atraviesan sus hijos, juega un rol fundamental en la vida familiar.

5.- El padre coayuda a su vez a verbalizar las emociones de los niños y orientarlos ante las dificultades de la vida, ergo ayuda a moldear las emociones y sentimientos de los pequeños.

6.- Basado en una relación de respeto muto y amor la participación del padre como marido responsable brinda un ejemplo de buen trato y comunicación con la pareja.

7.- La participación en las fases educativas le brindan seguridad a los pequeños.

8.- La participación de los padres en la familia ayuda a forjar personas competentes y seguras en sus vidas personales. Esta relación brinda un desarrollo emocional que ayuda al hijo a proyectarse como una persona competente, fuerte y segura.

Un ejemplo que suma ante los puntos anteriores, es que los padres que juegan con sus hijos, provocan en ellos, unas mayores posibilidades de autorregular su conducta, pues mediante el juego, y si este es de forcejeo el niño conoce sus posibilidades y sus limitaciones, aprende a controlar sus fuerzas, reconoce cuando se ha excedido y aprende a pedir perdón.

A su vez, con la interrelación del niño con la figura paterna, este va descubriendo el modelo de autoridad, expresado en el padre en forma de servicio, de ayuda, de seguridad en sí mismo, de saber intervenir de forma adecuada en situaciones conflictivas. Además el niño es capaz de configurar su identidad masculina y de forjar el talante del futuro padre.

Todos sabemos la importancia de la figura y rol que tiene el padre en el seno de la familia, que es piedra angular de nuestra sociedad, igualmente no podemos desconocer la importancia que tiene para los padres de todas la edades, dignificar y reconocer con un día el amor paterno y el tener un día como el 19 de marzo, va a permitir una organización mas afecta a lo interno de la familia y en el estímulo comercial del país, como una efeméride más.

El concepto de padre proveedor, debe ser superado, no solo por razones legales, sino por una necesidad humana de sentir el amor, el apoyo, el cariño, y la guía de los padres.

Podemos encontrar muchas definiciones al significado de la palabra “Padre”, entre otras podemos citar: “El ascendiente inmediato de alguien” “Aquel que tiene, con respecto a alguien, una actitud paternal y sabia”. No hay duda, que este título expresa respeto y honra.

Para los que seguimos una tradición judeo-cristina, el cuarto mandamiento ordena que los hijos honren a sus padres y une una bendición peculiar a la observancia de este deber. (Ex.20: 12; Dt. 5: 16; Ef. 6: 1).

En el caso de la madre, dichosamente, si hemos honrado ese nombre con la declaratoria del 15 de agosto como día de la madre. No obstante, debemos consolidar que ambos roles guarden una igualdad de importancia, sobre todo cuando revisamos las condiciones actuales en que se encuentra la familia.

Como dijo Monseñor Hugo Barrantes, Arzobispo de la Iglesia de San José, en la celebración del día de San José: La pena es que en nuestro país, tradicionalmente amante y respetuoso de la familia, haya, también, fuerzas que insisten, por diversos medios, en destruirla o deformarla.

En la Costa Rica del 2010, según la última encuesta de hogares, existen alrededor de un 50% de hogares uniparentales: está al frente una mujer o un hombre solo. Los padres deben asumir con energía el rol que le es dado, sin admitir ninguna justificación. Pero a la misma vez ese hombre, padre de familia, debe gozar de un día que no solo sea un tercer domingo cualquiera de junio, sino que sea una fecha que encierre valores, que signifiquen algo especial, que permita el fomento de valores familiares.

La idea de celebrar el Día del Padre surgió en 1910, en Washington (Estados Unidos), por parte de la estadounidense Smart Dood en 1910. Lo que pretendía la señora Dood era que, a través de esta fiesta, se destacara el papel de los padres en la sociedad, en especial, el papel que jugaban los padres que debían asumir también el rol de la madre por falta de esta. Sin embargo, esta propuesta que, en un principio se pensó, para celebrarse cada 5 de junio no tuvo mucha aceptación y cayó pronto en el olvido. Probablemente esta sea la razón porqué en Costa Rica se ha venido celebrando el tercer domingo del mes de junio.

Tiempo después, el señor Harri C. Meek, presidente del Club de Leones de Chicago, en Estados Unidos, siguió trabajando con esta idea y, en 1915 relanzó la idea de celebrar una festividad dedicada a los papás. Como curiosidad, cabe señalar que, en un principio, se sugirió, que cada familia, estaba en la libertad de celebrar o no la nueva festividad. Finalmente, en 1972, se estableció una fecha oficial para el Día del Padre. A partir de este momento, esta celebración se extendió por el resto de continentes. En España, por ejemplo, el día del padre es el 19 de marzo con motivo de la festividad de San José el padre terrenal de Jesús.

Normalmente la celebración del santo patrono de la capital es feriado, en muchas capitales de mundo occidental; algunos ejemplos de esta aplicación son la capital de El Salvador, San Salvador, Guatemala de la Asunción. Así que acompañado a la lucha por el rescate de valores, se hace imprescindible exaltar este día, que en nuestro caso es el 19 de marzo, día de San José, como el día del Padre y que sea un feriado obligatorio, para que las familias rindan homenaje a esa figura trascendental de nuestra sociedad.

Una forma de apoyar y fortalecer a la familia, es darle un mejor lugar a la figura paterna, que el rol de padre no es menos importante que el resto de las figuras que conforman el núcleo familiar. No hay duda que un buen padre supone más que un centenar de profesores. El ser padre implica enseñar con el ejemplo. Los hijos seguirán lo que su padre hace, no lo que su padre dice, sin duda un padre responsable, un buen padre, dentro del seno familiar, va a dejar mejores padres, al sembrar en sus hijos el amor, la disciplina, la solidaridad, la misericordia, entre otros muchos valores.

Con base en todas estas consideraciones, presento al conocimiento de las señoras y los señores diputados el presente proyecto para su trámite y aprobación correspondiente.

LA ASAMBLEA LEGISLATIVA DE LA REPÚBLICA DE COSTA RICA

DECRETA:

REFORMA DEL PRIMER PÁRRAFO DEL ARTÍCULO 148 DE LA LEY

N.º 2, CÓDIGO DE TRABAJO, PARA EL ESTABLECIMIENTO

DEL DÍA 19 DE MARZO, COMO EL DÍA DE PADRE

ARTÍCULO ÚNICO.- Refórmase el párrafo primero del artículo 148 del Código de Trabajo que en adelante dirá:

“Artículo 148.-

Se considerarán días feriados y, por lo tanto, de pago obligatorio los siguientes: el 01 de enero, el 19 de marzo, el 11 de abril, el jueves y viernes Santos, el 1º de mayo, el 25 de julio, el 15 de agosto, el 15 de setiembre, y el 25 de diciembre. Los días 2 de agosto y 12 de octubre también se considerarán días feriados pero su pago no será obligatorio.

[…]”

Rige a partir de su publicación.

Fernando Sánchez Campos

DIPUTADO

NOTA: Este proyecto pasó a estudio e informe de la Comisión Permanente de Asuntos Sociales.

11 de mayo de 2010.––1 vez.––O. C. Nº 20206.—C-127500.––(IN2010048717).