Aprobación de informe de resultados de Consulta Pública CREE-CP-01-2024, Norma Técnica de Cogeneración y modificaciones

Técnica (en adelante, esta Norma Técnica, o NT-CO) es establecer los requisitos, responsabilidades aplicables, procedimientos de programación, operación y liquidación de las transacciones asociadas a Empresas Generadoras con equipos de cogeneración. Los equipos de cogeneración son aquellos que producen de manera integrada, en un único proceso que mejora la eficiencia del uso de los recursos energéticos y dentro de un mismo predio como parte de su propia cadena de producción, electricidad y otras formas de energía útil para los procesos industriales de una empresa conectada en redes de media o alta tensión.

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ACUERDO CREE-106-2024

Acuerda:

PRIMERO: Aprobar el i nforme intitulado " Informe de Resultados Consulta Pública CREE-CP-01-2024 Norma Técnica de Cogeneración y modificaciones asociadas a los Costos Variables de Generación ” contentiva de la propuesta de elementos normativos para regular la actividad de las empresas generadoras con equipos de cogeneración. SEGUNDO: Aprobar en todas y cada una de sus partes la Norma Técnica de Cogeneración, la cual se deberá leerse de la siguiente forma:

Norma Técnica de Cogeneración

TITULO I

DISPOSICIONES GENERALES

CAPITULO I

OBJETO Y ALCANCE

establecer los requisitos, responsabilidades aplicables, procedimientos de programación, operación y liquidación de las transacciones asociadas a Empresas Generadoras con equipos de cogeneración. Los equipos de cogeneración son aquellos que producen de manera integrada, en un único proceso que mejora la eficiencia del uso de los recursos energéticos y dentro de un mismo predio como parte de su propia cadena de producción, electricidad y otras formas de energía útil para los procesos industriales de una empresa conectada en redes de media o alta tensión.

CAPITULO II

ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES

CCSDM Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo CVG Costo Variable de Generación ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica LGIE Ley General de la Industria Eléctrica MEN Mercado Eléctrico Nacional

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MER Mercado Eléctrico Regional NT-PF Norma Técnica de Potencia Firme NT-PO Norma Técnica de Programación de la Operación ROM Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista SIN Sistema Interconectado Nacional

Eléctrica (LGIE), su Reglamento, y demás normativa regulatoria, para los efectos de esta Norma Técnica, se entenderá por:

CAPÍTULO II

ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES

Reglamento, y demás normativa regulatoria, para los efectos de esta Norma Técnica, se entenderá por:

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Empresa Generadora con equipos de cogeneración o Cogenerador Son aquellas empresas generadoras que poseen equipos de cogeneración que producen de manera integrada, en un único proceso que mejora la eficiencia del uso de los recursos energéticos y dentro de un mismo predio como parte de su propia cadena de producción , electricidad y otras formas de energía útil para los procesos industriales de una empresa conectada en redes de media o alta tensión. Cogenerador Gestionable Cogenerador sujeto a despacho del Operador del Sistema. Cogenerador No Gestionable Cogenerador que por razones justificadas en forma técnica (presentadas por el Agente y aprobadas por el Operador del Sistema) no estará, total o parcialmente, sujeto al despacho del Operador del Sistema siempre y cuando no se afecte la seguridad del Sistema Interconectado Nacional (SIN). No obstante, para los efectos de la planificación operativa que realiza el Operador del Sistema, deberá declarar sus pronósticos de inyección a efectos de ser considerado dentro del Despacho Económico que realiza el Operador del Sistema. Consumo Específico de Combustible Cantidad de combustible, dada en litros (L), kilogramos (kg) o british thermal units (BTU), requerida por una unidad de generación térmica para producir una unidad de energía eléctrica (kWh) funcionando a un determinado nivel de carga. Consumo Propio del Cogenerador Consumo de electricidad que una central cogeneradora requiere para la operación de sus equipos auxiliares, necesarios para la producción de energía eléctrica y los procesos industriales. Contrato Pre-existente Es un contrato de compra de capacidad y energía que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) tenga a la entrada en vigencia de la Ley General de la Industria Eléctrica, cuyo tratamiento se establece en el Título XI “Disposiciones Transitorias”, lite ral B del artículo 28 de la LGIE. Costo Variable de Operación y Mantenimiento Costo variable necesario para operar y mantener una unidad generadora, que depende del grado de carga de la unidad o central generadora.

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Despacho Económico Es la programación optimizada de las centrales o unidades generadoras y la importación regional, que resulta de minimizar los costos variables para suministrar la demanda eléctrica del SIN y la exportación, cumpliendo con las restricciones operativas de las centrales o unidades generadoras y las restricciones que imponen los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo (CCSDM). Operador del Sistema Entidad de capital público que forma parte de la estructura de la ENEE y que se reconoce como Centro Nacional de Despacho (CND), encargada de la operación del SIN y su coordinación con el Sistema Eléctrico Regional, y de la administración del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) y su coordinación con el Mercado Eléctrico Regional (MER). Período de Mercado Es el intervalo mínimo de tiempo en que se divide el día para efectos del Predespacho de transacciones de energía en el MER y en el MEN y el cálculo de precios en cada nodo de la Red de Transmisión Regional (RTR) y el sistema principal de transmisión en el mercado de oportunidad. Este periodo será horario.

CAPITULO III

CAMPO DE APLICACIÓN

• El Operador del Sistema; • Toda central o unidad cogeneradora (sujeta al despacho y/o la coordinación operativa del Operador del Sistema), y las Empresas Generadoras propietarias de dichas centrales o unidades generadoras; con excepción de lo dispuesto en el artículo 9 de la presente Norma Técnica. • Empresas Distribuidoras propietarias u operadoras de dichos sistemas de distribución.

Registro Público de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) como “Empresa Generadora con equipos de cogeneración”. Para tal efecto, deberá seguir los lineamientos emanados por la LGIE, llenando el formulario con información actualizada, y suministrará información relacionada a sus procesos de cogeneración.

CAPITULO IV

GENERALIDADES

CAPÍTULO III

CAMPO DE APLICACIÓN

Técnica aplica a: • El Operador del Sistema. • Toda central o unidad cogeneradora (sujeta al despacho y/o la coordinación operativa del Operador del Sistema) y las Empresas Generadoras propietarias de dichas centrales o unidades generadoras; con excepción de lo dispuesto en el artículo 9 de la presente Norma Técnica. • Empresas Distribuidoras propietarias u operadoras de dichos sistemas de distribución.

figurar en el documento de inscripción del Registro Público de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), como “Empresa Generadora con equipos de cogeneración”. Para tal efecto, deberá seguir los lineamientos emanados por la LGIE, llenando el formulario con información actualizada y suministrará información relacionada a sus procesos de cogeneración.

CAPÍTULO IV

GENERALIDADES

con sus características técnicas, con el fin de definir las particularidades de la programación de la operación de las unidades, se clasificarán de la manera siguiente: • Se denominará Cogenerador Gestionable al Cogenerador sujeto a despacho del Operador del Sistema. • Se denominará Cogenerador No Gestionable al Cogenerador que por razones técnicas justificables no esté sujeto al despacho del Operador del Sistema, en forma parcial o total.

A los fines de ser considerado dentro de la categoría de Cogenerador No Gestionable, el Cogenerador deberá presentar una solicitud formal conforme a ley, acompañada de un informe técnico que justifique su inclusión. El informe deberá como mínimo incluir: • Una memoria técnica del proceso de producción de electricidad y otras energías útiles. • Una memoria técnica incluyendo el cálculo de la eficiencia energética del proceso. • La justificación detallada de las inflexibilidades asociadas al proceso de producción. • Cualquier otra información que solicite el Operador del Sistema. • El Cogenerador deberá presentar adjunto al informe técnico, una declaración jurada suscrita por el representante legal sobre la veracidad de la información proporcionada. Los Cogeneradores con Contratos Preexistentes podrán presentar la Declaración de Cogenerador No Gestionable en cualquier momento durante la vigencia de su contrato. Sin embargo, la resolución que recaiga sobre dicha solicitud surtirá efecto a partir del vencimiento del contrato. En consecuencia, la información contenida en la solicitud deberá corresponder con la que se proyecte como vigente al momento del vencimiento del contrato. El Operador del Sistema es responsable de evaluar las declaraciones de no gestionable presentadas, aprobar o rechazar las mismas, asegurando una consistencia en sus decisiones.

Una vez que el Operador del Sistema verifique el cumplimiento de los requerimientos establecidos en la presente Norma Técnica y se realicen los respectivos análisis sobre las declaraciones solicitadas, deberá emitir un dictamen técnico que servirá de sustento para la resolución, aceptando o rechazando la solicitud dentro de un plazo máximo de 20 días hábiles contados a partir de su recepción, debiendo de notificarla al solicitante con copia a la CREE. El Operador del Sistema deberá publicar en su página web, un listado actualizado de todos los Cogeneradores con carácter de no gestionable. En los casos en donde el Operador del Sistema autorice una declaración de Cogenerador No Gestionable, el carácter de no gestionable entrará en vigor a partir de la nueva programación semanal posterior a la resolución emitida por el Operador del Sistema. En caso de que la declaración de cogenerador no gestionable no sea autorizada por el Operador del Sistema y el Cogenerador se considere afectado por dicha decisión, este tiene derecho de impugnar la decisión tomada ante el órgano superior jerárquico del Operador del Sistema de acuerdo con lo dispuesto en la LGIE.

No Gestionable. El Cogenerador tiene la potestad de cambiar el estatus de Generador No Gestionable ante cambios en sus procesos industriales. En los casos en donde el Cogenerador decida finalizar su condición de Cogenerador No Gestionable, el mismo notificará por medio de una declaración simple al Operador del Sistema. El carácter de no gestionable quedará sin efecto a partir de la entrada en vigencia de la primera programación semanal posterior a la aceptación de la presentación por el Operador del Sistema. El Operador del Sistema deberá de informar el cambio de condición al Agente y a la CREE para su conocimiento. El Operador del Sistema deberá publicar en su página web el listado actualizado de todos los Cogeneradores con carácter de no gestionable. El Cogenerador tendrá la potestad de realizar una nueva declaración para clasificarse o modificar su estado de Cogenerador Gestionable a No Gestionable, o siendo parcialmente No Gestionable aumente sus restricciones ante cambios en sus procesos productivos, siempre y cuando lo justifique y siguiendo en lo aplicable el procedimiento indicado en el Artículo 7 de esta Norma Técnica.

TÍTULO II

PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

Distribución. Lo dispuesto en el presente título relativo a la planificación operativa que realiza el Operador del Sistema, excluye a las centrales o unidades cogeneradoras conectadas a la red de distribución y con potencia instalada menor a (5) MW y las personas jurídicas propietarias de dichas centrales o unidades generadoras, exceptuando los casos en donde la operación de dichas centrales impacte en la calidad, seguridad y desempeño del SIN.

posee los mismos derechos y obligaciones que el resto de los

Agentes Productores del MEN y aquellos que emanen de lo expresamente establecido en esta Norma Técnica.

tendrán derecho a recibir una retribución por la energía eléctrica inyectada, esto de conformidad con los costos marginales determinados por el Operador del Sistema, así como los contratos suscritos conforme a la normativa vigente. De igual manera, podrán recibir una retribución por la potencia firme y los servicios complementarios remunerables, en caso de que aplique el pago de los mismos.

Inyección. Como lo dispone la LGIE, todos los Cogeneradores conectados al SIN están obligados a poner cada día su capacidad excedente disponible gestionable o su pronóstico de inyección no gestionable, a las órdenes del Operador del Sistema.

CAPÍTULO II

INFORMACIÓN PARA PRESENTAR POR LOS COGENERADORES

en su carácter de Agente Productor, deberá suministrar la información que el Operador del Sistema le solicite para el ejercicio de sus funciones dentro de los plazos y por los medios que requiera el Operador del Sistema. En particular: • Informar sus disponibilidades previstas y reales al Operador del Sistema para realizar la Programación Operativa de Largo Plazo, Programación Semanal, Predespacho, Operación en Tiempo Real y Redespacho, dentro de los plazos establecidos en la NT-PO y la Norma Técnica de Mantenimientos, para la coordinación de mantenimientos programados, o inmediatamente en el caso de indisponibilidad forzada. • En el caso del Cogenerador No Gestionable deberá informar su capacidad disponible, Consumo Propio del Cogenerador y pronóstico de inyecciones previstas y reales al Operador del Sistema para realizar la Programación Operativa de Largo Plazo, Programación Semanal, Predespacho, Operación en Tiempo Real y Redespacho, dentro de los plazos establecidos en la NT-PO. • En el caso del Cogenerador Gestionable deberá informar su capacidad disponible, mínimos técnicos, restricciones operativas y Consumo Propio del Cogenerador ante el Operador del Sistema para realizar la Programación Operativa de Largo Plazo, Programación Semanal, Predespacho, Operación en Tiempo Real y Redespacho, dentro de los plazos establecidos en la NT-PO. • Declarar al Operador del Sistema sus Costos Variables de Generación (CVG), de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente a tal efecto.

CAPÍTULO III

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN

Generación. Todos los titulares de centrales generadoras de cogeneración, o los compradores que hayan adquirido el derecho de producción de estas, están obligados a poner a disposición del Operador del Sistema toda la potencia disponible de sus unidades o centrales cogeneradoras, declarando la información de sus CVG, para el Despacho Económico, de acuerdo con lo que se establece en la regulación vigente a tal efecto.

determina como el costo variable de combustible más el costo de operación y mantenimiento (costo no combustible).

El costo variable de combustible de una unidad cogeneradora se calcula como el costo del combustible, por unidad de combustible, multiplicado por el Consumo Específico de Combustible (curva de rendimiento de cada unidad generadora, según su grado de carga asignado al proceso de producción de energía eléctrica) y dividido por el poder calorífico inferior del combustible. El costo variable no combustible está dado por el costo variable de operación y mantenimiento, es decir, el costo de operación y mantenimiento relacionado a la generación de energía eléctrica.

No Gestionable. El CVG será considerado nulo a los fines del Despacho Económico y la fijación de precios en el mercado de oportunidad. En el caso de los Cogeneradores parcialmente No Gestionables, los mismos deberán declarar su CVG de forma similar a un Cogenerador Gestionable.

Gestionable y parcialmente No Gestionable. El CVG será su costo operativo que como mínimo considerará el costo variable de operación y mantenimiento, declarado por el Agente a los fines del Despacho Económico y la fijación de precios en el mercado de oportunidad, de acuerdo con lo que se establece en la regulación vigente a tal efecto. En los casos donde el costo operativo incluya el costo variable de combustible utilizado para la generación de energía eléctrica, el mismo deberá se justificado a partir de las facturas de compra de combustible de estos. El costo variable de combustible deberá descontar los beneficios asociados al mejor aprovechamiento de la fuente primaria de energía en su proceso de cogeneración. Estos se deberán aplicar como un descuento al costo de combustible, los cuales deberán ser justificados mediante estudios u otros antecedentes. Esto implica que en el cálculo del costo variable de combustible debe calcularse la energía primaria entregada por el combustible y su precio, la proporción de energía útil transformada en energía eléctrica y la proporción de energía útil transformada en vapor. El costo variable de combustible para generación eléctrica debe computar como máxima la proporción del costo total asociada a la energía eléctrica útil. El costo variable no combustible está dado por el Costo Variable de Operación y Mantenimiento, es decir, el costo de operación y mantenimiento relacionado a la generación de energía eléctrica.

Operador del Sistema es responsable de realizar la validación de los CVG, declarados por las Empresas Generadoras con equipos de cogeneración.

CAPÍTULO IV

DESPACHO DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN

Cogeneradores parcialmente No Gestionables. El Operador del Sistema incorporará en la programación de la operación, para el caso de los Cogeneradores parcialmente No Gestionables, una restricción que represente su proporción de generación no gestionable.

El Operador del Sistema tiene la autoridad para reducir la generación despachada en períodos de exceso de oferta de generación, priorizando con criterio técnico y operativo los CCSDM y los servicios complementarios, inclusive para los

Cogeneradores No Gestionables, con restricciones aprobadas asociadas al proceso productivo industrial. La administración de los excesos de generación será realizada por el Operador del Sistema, en función de los criterios establecidos en la NT-PO en su capítulo 11.8 “Administración del Exceso de Generación”. El Operador del Sistema deberá establecer una guía con el detalle del procedimiento para realizar la administración del exceso de generación.

TÍTULO III

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

CAPÍTULO ÚNICO

a los fines de la prestación de los Servicios Complementarios definidos en el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM) y la Norma Técnica respectiva que establezca la obligación de proveer servicios complementarios, posee los mismos derechos y obligaciones que, en su calidad de Agente Productor tienen el resto de los Agentes Productores del MEN. A dicho fin, los requisitos de prestación de los Servicios Complementarios por parte del Cogenerador, en su calidad de Agente Productor, estarán vinculados en función de su potencia activa generada.

TÍTULO IV

MEDICIÓN COMERCIAL Y TRANSACCIONES ECONÓMICAS

CAPÍTULO I

MEDICIÓN COMERCIAL

contar con un sistema de medición comercial bidireccional, en el punto de conexión eléctrica con la red de transmisión o distribución, que permita la medición de la energía inyectada y retirada de la red para cada Período de Mercado. Estos sistemas de medición deben cumplir con los requisitos fijados en la Norma Técnica de Medición Comercial (NT-MC). Para fines de verificación del consumo industrial del Cogenerador, el Cogenerador deberá instalar adicionalmente al equipo de medición comercial, un equipo de medición exclusivo para el equipo de generación, el cual deberá ser instalado de acuerdo con la potencia instalada y los flujos energía de conformidad con lo establecido en la NT-MC.

CAPÍTULO II

LIQUIDACIÓN

Las inyecciones de energía a la red de los Cogeneradores registradas por la medición comercial bidireccional que se vendan al mercado mayorista serán valorizadas según corresponda. Las ventas de energía en el mercado de oportunidad se valorizarán al precio nodal de la energía.

Cogenerador. La Empresa Distribuidora es responsable de los retiros asociados al Cogenerador ante el mercado mayorista según corresponda. Será la encargada de facturar dichos retiros del Cogenerador de la red, registrados por la medición en el punto de conexión eléctrica con la red a tarifa regulada. El Distribuidor podrá establecer una nueva categoría tarifaria para los Cogeneradores.

el mercado de oportunidad, como Generador, deberán rendir una garantía ante el Operador del Sistema para respaldar las obligaciones económicas que se deriven de sus transacciones en el mercado de oportunidad. Las garantías serán las establecidas por la norma técnica vigente a tal efecto.

TÍTULO V

DISPOSICIONES FINALES Y TRANSITORIAS

CAPÍTULO ÚNICO

en vigor en la fecha de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta.

declare sus CVG en los plazos establecidos, el Operador del Sistema tendrá la potestad de continuar utilizando los últimos costos declarados vigentes. Para los efectos de todos los derechos y obligaciones formales y materiales que emanan de la presente norma, las empresas generadoras con equipos de cogeneración tendrán un período máximo de seis (6) meses a partir de la entrada en vigor de la presente norma para realizar todas las adecuaciones correspondientes. Durante el plazo antes mencionado, las empresas que se encuentren en proceso de transición hacia la figura de cogenerador, continuarán operando bajo el esquema regulatorio en el cual estén enmarcadas al momento de la entrada en vigor de la NT-CO. Para aquellas Empresas Generadoras que, a la fecha de aprobación de la NT-CO, ya se encuentren preparadas para su transición a la figura de Cogenerador, no les será aplicable el plazo establecido en el apartado anterior. En estos casos, la CREE llevará a cabo las acciones administrativas y técnicas necesarias para verificar y validar dicha transición.

hayan sido renegociados hasta la fecha de publicación de la presente norma, de conformidad con lo establecido en el Decreto Legislativo No. 46-2022, titulado “Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social”, tendrán los mismos efectos regulatorios que para con los contratos preexistentes. TERCERO: Aprobar las modificaciones asociadas a los Costos Variables de Generación en las normativas que se detallan a continuación, las cuales entrarán en vigor a partir de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta. Modificar el artículo 11 del Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica (RLGIE) contenido en el Acuerdo CREE-073, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha dos (02) de julio de dos mil veinte (2020), el cual deberá leerse de la siguiente manera:

B. Mercado de Oportunidad. El mercado de oportunidad estará basado en el Despacho Económico de las unidades de generación. En este mercado se determinarán los precios de la energía eléctrica en el corto plazo para cada Periodo de Mercado y en cada nodo del Sistema Principal de Transmisión. Los Precios Nodales reflejarán los costos asociados con las pérdidas de energía y las restricciones técnicas al despacho impuestas por los elementos del Sistema Principal de Transmisión. El Despacho Económico se realizará con base en los costos variables de las unidades de generación presentados por las

Empresas Generadoras y verificados por el ODS según la metodología definida en la regulación aplicable a tal efecto. Los costos variables de las unidades de generación podrán ser auditados por la CREE e incluirán los costos de operación y mantenimiento que dependen del nivel de producción de las unidades de generación. En el caso de las centrales hidroeléctricas con embalse, el costo variable incluirá también el valor del agua, el cual deberá ser determinado por el ODS según la metodología que establezca la normativa correspondiente. El ODS será responsable … Modificar el artículo 6 modificado mediante Acuerdo CREE- 01-2023 publicado en Diario Oficial “La Gaceta” en fecha dos (02) de marzo del dos mil veintitrés (2023) y Modificar los artículos 10 y 116 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM) publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha tres (03) de julio del dos mil veinte (2020) y, los cuales deberán leerse de la siguiente manera:

del Mercado Eléctrico Nacional, los siguientes: A. Consumidores Calificados con equipos de generación. Los Consumidores … B. Empresas Generadoras con equipos de cogeneración. Los equipos de cogeneración son aquellas que producen de manera integrada, en un único proceso que mejora la eficiencia del uso de los recursos energéticos y dentro de un mismo predio, electricidad y otras formas de energía útil para los procesos industriales de una empresa conectada en redes de media o alta tensión. Las Empresas Generadoras que posean equipos de cogeneración deberán cumplir con los requerimientos y disposiciones aplicables a los Agentes Productores, no obstante, estarán sujetas a la excepción siguiente: El Consumo Propio del Cogenerador de dichas empresas será la suma del consumo de electricidad requerido para la operación de sus equipos auxiliares, necesarios para la producción de energía eléctrica y los procesos industriales. Debido a la naturaleza de sus actividades, el Consumo Propio del Cogenerador referido en el presente artículo podrá ser suministrado por medio de una solicitud de servicio ante la Empresa Distribuidora, en calidad de Usuario, aplicando la tarifa que corresponde al nivel de tensión en el punto de conexión a la red eléctrica.

H. Verificar los costos variables de las unidades generadoras de acuerdo con la metodología definida en la normativa correspondiente para tal efecto e informar a la CREE sobre aquellos generadores cuyos costos variables no cumplan con lo establecido en este Reglamento y las Normas Técnicas, o que no representen el costo real de generación.

contratos suscritos con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley sin compromiso de despacho. Las unidades de generación que a la entrada en vigor de la Ley tuvieran suscritos contratos de suministro de energía eléctrica sin compromiso de despacho, serán consideradas por el ODS en el Despacho Económico con un costo variable igual al costo de combustible más el Costo Variable de Operación y Mantenimiento. Modificar la sección n úmero 3.2 Coordinados del SIN y el Anexo 3: Costos Variables de Generación, sección 4.1 Precios de Referencia y sección 8 Obligaciones de la

Generación y Declaración de Costos Variables los cuales forman parte de la Norma Técnica de Programación de la Operación (NT-PO) publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha tres (03) de julio de dos mil veinte (2020), los cuales deberán leerse de la siguiente manera: 3.2 Coordinados del SIN Cada Empresa Generadora tiene además las siguientes obligaciones: • Declarar al ODS sus Costos Variables de Generación, de acuerdo a lo que establece esta Norma Técnica; ANEXO 3: COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN 4 PRECIOS DE COMBUSTIBLE

Sección 4.1 Precios de Referencia

El precio de combustible para el cálculo de los Costos Variables Térmicos estará dado por el precio internacional más el costo de internación y de transporte hasta la central. El ODS debe establecer los precios de referencia de los combustibles con base en una fuente de referencia reconocida. Para aquellos combustibles en que exista un precio de referencia oficial en el país, el ODS podrá utilizar dichas referencias nacionales. Para los otros combustibles, el ODS definirá las referencias a utilizar, por ejemplo, la publicación Platts. El ODS propondrá las fuentes para precios de referencias de combustibles a la CREE para su aprobación. En tanto la CREE no emita su opinión, el ODS debe utilizar la referencia propuesta. La CREE puede rechazar una fuente de precio de referencia propuesta por el ODS, indicando al mismo tiempo la fuente de referencia que debe utilizar el ODS, con la correspondiente justificación. A partir de ser notificada esta decisión, el ODS debe utilizar la referencia indicada por la CREE. El ODS actualizará los precios de combustibles cada semana con base en las variaciones en los precios de referencia. Para información de los Coordinados, el ODS incluirá en el Informe de Planificación Operativa de Largo Plazo los precios de referencia utilizados en el estudio, y en la Programación Semanal, los precios de referencia vigentes. El ODS debe utilizar para el cálculo de los Costos Variables Térmicos en la planificación y programación, los precios de referencia de los combustibles. 8 OBLIGACIONES DE LA GENERACIÓN Y DECLARACIÓN DE COSTOS VARIABLES Todos los titulares de centrales … La declaración de costos variables será según la tecnología de acuerdo a lo siguiente: • Generación térmica: La Empresa Generadora debe suministrar una declaración mensual de Costos Variables Térmicos y Costo de Arranque y Parada para el mes siguiente junto con los datos para la Planificación Operativa de Largo Plazo. El Costo Variable Térmico por el ODS se utilizará para el Despacho Económico del mes siguiente. En caso de que la Empresa Generadora no suministre la información dentro de los plazos requeridos, el ODS podrá continuar utilizando el Costo Variable Térmico vigente o ajustarlo de acuerdo a precios de referencia. o Generación con Contrato Pre-existente: Suministrar la información para los Costos Variables Térmicos de acuerdo a lo que establece este Anexo, dado por los precios de combustibles, costos de transporte, consumo específico con curva por nivel de carga, poder calorífico inferior del combustible (kcal / unidad de combustible), Costo Variable de Operación

y Mantenimiento, y el Costo de Arranque y Parada. La Empresa Generadora debe informar el precio de la energía en el contrato para que, en caso de existir capacidad disponible que no resulte generando en el Predespacho, el ODS pueda ofertar dicha capacidad disponible al mercado de oportunidad del MER. La Empresa Distribuidora, que es la parte compradora en el contrato, validará la información a través de notificar al ODS que la información suministrada por la Empresa Generadora corresponde a lo que establece el contrato. En caso de que no se informe al ODS el precio de la energía en el contrato, el ODS no ofertará al MER la capacidad disponible cuando exista, debido a la información faltante. o Generación sin Contrato Preexistente: suministrar la información para los Costos Variables Térmicos de acuerdo a lo que establece este Anexo, dado por los precios de combustibles, costos de transporte, consumo específico con curva por nivel de carga, poder calorífico inferior del combustible (kcal/ unidad de combustible), Costo Variable de Operación y Mantenimiento, y el Costo de Arranque y Parada. El ODS llevará a cabo una auditoría técnica para validar la curva de rendimiento de cada unidad generadora según su grado de carga, y los Costos de Arranque y Parada. En caso de que la Empresa Generadora no realice la declaración mensual durante dos (2) meses, el ODS deberá realizar una auditoría técnica para verificar los Costos Variables Térmicos, y el costo de dicha auditoría será a cargo de la Empresa Generadora dado el incumplimiento en su obligación a la declaración mensual. • Centrales generadoras hidroeléctricas:… • Generación geotérmica, solar fotovoltaica y eólica o Generación con Contrato Pre-existente: El costo variable se considera nulo para el Despacho Económico, de acuerdo a lo establecido en el marco legal. La Empresa Generadora debe informar el precio de la energía en el contrato para que, en caso de existir excedentes que no resultan previstos generando en el Predespacho, el ODS pueda ofertar dicha energía al mercado de oportunidad del MER. La Empresa Distribuidora, que es la parte compradora en el contrato, validará la información a través de notificar al ODS que la información suministrada por la Empresa Generadora corresponde a lo que establece el contrato. En caso de que no se informe al ODS el precio de la energía en el contrato, el ODS no ofertará al MER excedentes cuando existan debido a la información faltante. o Generación sin Contrato Pre-existente: La Empresa Generadora debe suministrar, junto con los datos para la Planificación Operativa de Largo Plazo, una declaración mensual del Costo Variable de Operación y Mantenimiento para el mes siguiente, incluyendo cuando sea necesario o lo requiera el ODS la documentación que lo valida. El costo variable validado por el ODS se utilizará para el Despacho Económico del mes siguiente. En caso de que la Empresa Generadora no suministre la información

dentro de los plazos requeridos, el ODS podrá continuar utilizando el costo variable vigente. Modificar los artículos 7, 10, 11, 13 y 22 de la Norma Técnica de Potencia Firme (NT-PF) aprobado mediante Acuerdo CREE-65-2023 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha veinticinco (25) de agosto de dos mil veintitrés (2023), los cuales deberán leerse de la siguiente manera:

los propósitos del cálculo de la potencia firme, las centrales generadoras se clasifican como sigue: a) Centrales térmicas, no asociadas a procesos de cogeneración que utilizan combustibles fósiles, o centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año y centrales geotérmicas. b) Cogeneradores c) Centrales generadoras que utilizan como fuente de energía recursos renovables diferentes de la geotermia: i. Centrales sin capacidad de almacenamiento ni de regulación. ii. Centrales con capacidad de almacenamiento y regulación diaria, semanal o mensual. iii. Centrales hidroeléctricas con embalse anual o plurianual.

Una vez determinado… Con el objetivo de realizar este cálculo el Operador del Sistema deberá considerar lo siguiente: a. Tomará la… b. La potencia disponible de cada central se determinará en función de su tecnología como a continuación se describe: i. Para las centrales… ii. Para las centrales… iii. Para las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles, cogeneradores, centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y centrales geotérmicas considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados y el factor de indisponibilidad forzada proyectado. iv. Para las centrales eólicas…

promedio anual y definición de potencia efectiva. En el proceso de determinar la potencia firme de las centrales, el Operador del Sistema utilizará el factor de disponibilidad de cada central como se explica más adelante. El Operador del Sistema calculará el factor de disponibilidad de una central usando la siguiente expresión: D=(1-ΔD) Donde ΔD es la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio. El Operador del Sistema considerará las siguientes cuatro causas de reducción de disponibilidad: (1) Los mantenimientos programados consistentes en mantenimientos mayores para el año de estudio y mantenimientos menores de los últimos dos años, incluyendo los de las líneas radiales propiedad del agente productor que conectan la central a la red de transmisión o a la red de distribución según corresponda; (2) las indisponibilidades forzadas, incluyendo las fallas de las líneas radiales mencionadas en el numeral anterior; (3) cualquier reducción temporal de la capacidad disponible

de unidades generadoras no asociada a ninguna de las otras causas; y (4) cualquier reducción de capacidad asociada a una afectación en el suministro de la fuente primaria de energía, sea esta debida a retrasos, interrupciones o disminuciones. Esta última causa será considerada únicamente para centrales térmicas que usan combustibles fósiles, cogeneradores, centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y para las centrales geotérmicas. El Operador del Sistema calculará...

centrales térmicas no asociadas a procesos de cogeneración, geotérmicas y biomasa no estacional. Para las centrales térmicas no asociadas a procesos de cogeneración que utilizan combustibles fósiles, para las centrales térmicas que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año y para las centrales geotérmicas, el Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión:.. Artículo 13 bis. Reconocimiento de Potencia Firme de Cogeneradores. El Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión: Donde: F: es la potencia firme de la central, en kW o en MW. D: es el factor de disponibilidad de la central, calculado por el Operador del Sistema para el año en estudio según la metodología indicada en el artículo 11 de la NT-PF. En el caso de los Cogeneradores Estacionales, se deberá acotar el período de análisis a el período de máximo requerimiento térmico para el año en estudio. Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en La potencia efectiva neta de la central se calcula como: Donde: Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en K: es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Dmax: es la demanda máxima asociada a los procesos industriales del Cogenerador determinada por el Operador del Sistema para el año en curso. Será estimada por el Operador del Sistema como el máximo valor histórico observado de la diferencia entre la medición asociada a los activos de generación del Cogenerador y la medición comercial bidireccional, durante el período del último año calendario, pero acotando el período de análisis a las horas pertenecientes al período crítico. Para Cogeneradores nuevos que entren en operación, el Operador del Sistema calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando un factor de disponibilidad promedio anual de centrales nuevas de la misma tecnología, tomando de una fuente internacional o de información histórica de centrales cogeneradoras del SIN que cuentan con características semejantes. El Operador del Sistema podrá someter la fuente de información para definir dicho factor de disponibilidad a aprobación de la CREE. Una vez transcurrido el primer año de funcionamiento, calculará la potencia firme para el segundo año con base en la potencia efectiva y disponibilidad registradas en el primer año. A partir del segundo año de funcionamiento aplicará el método general descrito en el artículo 11 de la NT-PF y en este artículo. En el caso de Cogeneradores nuevos, que no cuenten con mediciones históricas disponibles o que prevean modificar su proceso industrial, estos deberán presentar mediante declaración jurada, su estimación de demanda máxima asociada a los procesos industriales.

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cogeneración, geotérmicas y biomasa no estacional. Para las centrales térmicas no asociadas a procesos de cogeneración que utilizan combustibles fósiles, para las centrales térmicas que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y para las centrales geotérmicas, el Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión:..

Artículo 13 bis. Reconocimiento de Potencia Firme de Cogeneradores. El Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión:

𝐹𝐹𝐹𝐹 = 𝐷𝐷𝐷𝐷 × 𝐾𝐾𝐾𝐾co Donde: F: es la potencia firme de la central, en kW o en MW. D: es el factor de disponibilidad de la central, calculado por el Operador del Sistema para el año en estudio según la metodología indicada en el artículo 11 de la NT -PF. En el caso de los Cogeneradores Estacionales, se deberá acotar el período de análisis a el período de máximo requerimiento térmico para el año en estudio. Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW.

La potencia efectiva neta de la central se calcula como:

𝐾𝐾𝐾𝐾co = Max (𝐾𝐾𝐾𝐾 - Dmax , 0) Donde: Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW. K: es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Dmax: es la demanda máxima asociada a los procesos industriales del Cogenerador determinada por el Operador del Sistema para el año en curso. Será estimada por el Operador del Sistema como el máximo valor histórico observado de la diferencia entre la medición asociada a los activos de generación del Cogenerador y la medición comercial bidireccional, durante el período del último año calendario, pero acotando el período de análisis a las horas pertenecientes al período crítico. Para Cogeneradores nuevos que entren en operación, el Operador del Sistema calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando un factor de disponibilidad promedio anual de centrales nuevas de la misma tecnología, tomando de una fuente internacional o de información histórica de centrales cogeneradoras del SIN que cuentan con características semejantes. El Operador del Sistema podrá someter la fuente de información para definir dicho factor de disponibilidad a aprobación de la CREE. Una vez transcurrido el primer año de funcionamiento, calculará la potencia firme para el segundo

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cogeneración, geotérmicas y biomasa no estacional. Para las centrales térmicas no asociadas a procesos de cogeneración que utilizan combustibles fósiles, para las centrales térmicas que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y para las centrales geotérmicas, el Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión:..

Artículo 13 bis. Reconocimiento de Potencia Firme de Cogeneradores. El Operador del Sistema calculará la potencia firme de cada central usando la siguiente expresión:

𝐹𝐹𝐹𝐹 = 𝐷𝐷𝐷𝐷 × 𝐾𝐾𝐾𝐾co Donde: F: es la potencia firme de la central, en kW o en MW. D: es el factor de disponibilidad de la central, calculado por el Operador del Sistema para el año en estudio según la metodología indicada en el artículo 11 de la NT -PF. En el caso de los Cogeneradores Estacionales, se deberá acotar el período de análisis a el período de máximo requerimiento térmico para el año en estudio. Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW.

La potencia efectiva neta de la central se calcula como:

𝐾𝐾𝐾𝐾co = Max (𝐾𝐾𝐾𝐾 - Dmax , 0) Donde: Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW. K: es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Dmax: es la demanda máxima asociada a los procesos industriales del Cogenerador determinada por el Operador del Sistema para el año en curso. Será estimada por el Operador del Sistema como el máximo valor histórico observado de la diferencia entre la medición asociada a los activos de generación del Cogenerador y la medición comercial bidireccional, durante el período del último año calendario, pero acotando el período de análisis a las horas pertenecientes al período crítico. Para Cogeneradores nuevos que entren en operación, el Operador del Sistema calculará la potencia firme en el primer año de funcionamiento aplicando un factor de disponibilidad promedio anual de centrales nuevas de la misma tecnología, tomando de una fuente internacional o de información histórica de centrales cogeneradoras del SIN que cuentan con características semejantes. El Operador del Sistema podrá someter la fuente de información para definir dicho factor de disponibilidad a aprobación de la CREE. Una vez transcurrido el primer año de funcionamiento, calculará la potencia firme para el segundo

Para Cogeneradores existentes que estén fuera de operación y que planifican operar nuevamente en el año de aplicación del informe de potencia firme, el Operador del Sistema podrá calcular su potencia firme aplicando las metodologías de cálculo descritas en el artículo 11 de la NT-PF y en el presente artículo. Los datos para realizar dichos cálculos se podrán basar en información histórica disponible. El Operador del Sistema deberá incorporar el resultado del cálculo de la potencia firme reconocida para las centrales de cogeneración, consideradas en el presente artículo, dentro del Informe de Potencia Firme de Centrales Generadoras, tanto en su versión preliminar como en la versión final.

mensual de las centrales generadoras no asociadas a procesos de cogeneración. Para determinar la potencia firme que tuvo disponible durante el mes m una central térmica no asociada a procesos de cogeneración, que utiliza combustibles fósiles, una central no asociada a procesos de cogeneración que utiliza biomasa o una central no asociada a procesos de cogeneración que utiliza biomasa más combustibles fósiles y que opera todo el año, o una central geotérmica, el Operador del Sistema tomará el menor de los dos valores siguientes: (1) la potencia firme de la central, publicada por el Operador del Sistema en su informe definitivo de potencia firme de centrales generadoras, o (2) el producto del factor de disponibilidad de la central determinado para el mes m multiplicado por su potencia efectiva como indica la siguiente expresión:… Artículo 22 bis. Determinación de la Potencia Firme Disponible Mensual de Cogeneradores. Para determinar la potencia firme que tuvo disponible durante el mes m una central cogeneradora que adquiere el suministro de su Consumo Propio del Cogenerador por medio de una solicitud de servicio ante la Empresa Distribuidora, el Operador del Sistema tomará el menor de los dos valores siguientes: (1) la potencia firme de la central, publicada por el Operador del Sistema en su informe definitivo de potencia firme de centrales generadoras, o (2) el producto del factor de disponibilidad de la central determinado para el mes m multiplicado por su potencia efectiva como indica la siguiente expresión: Donde: Fm: es la potencia firme mensual de la central, en kW o en Dm: es el factor de disponibilidad mensual de la central durante el mes m, calculado por el Operador del Sistema según la metodología indicada en el artículo 21 de la NT-PF. Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o MW del mes. La potencia efectiva neta de la central se calcula como: Donde: Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW del mes. K: es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Dmax: es la demanda máxima asociada a los procesos industriales del Cogenerador determinada por el Operador del Sistema. Será estimada por el Operador del Sistema como el máximo valor observado de la diferencia entre la medición asociada a los activos de generación del Cogenerador y la medición comercial bidireccional del agente durante el mes. Para efectos de la determinación de la potencia firme disponible de una central cogeneradora durante el mes m se definirá el período crítico del mes tomando la semana modelo

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año con base en la potencia efectiva y disponibilidad registradas en el primer año. A partir del segundo año de funcionamiento aplicará el método general descrito en el artículo 11 de la NT-PF y en este artículo. En el caso de Cogeneradores nuevos, que no cuenten con mediciones históricas disponibles o que prevean modificar su proceso industrial, estos deberán presentar mediante declaración jurada, su estimación de demanda máxima asociada a los procesos industriales. Para Cogeneradores existentes que estén fuera de operación y que planifican operar nuevamente en el año de aplicación del informe de potencia firme, el Operador del Sistema podrá calcular su potencia firme aplicando las metodologías de cálculo descritas en el artículo 11 de la NT-PF y en el presente artículo. Los datos para realizar dichos cálculos se podrán basar en información histórica disponible. El Operador del Sistema deberá incorporar el resultado del cálculo de la potencia firme reconocida para las centrales de cogeneración, consideradas en el presente artículo, dentro del Informe de Potencia Firme de Centrales Generadoras, tanto en su versión preliminar como en la versión final.

asociadas a procesos de cogeneración. Para determinar la potencia firme que tuvo disponible durante el mes m una central térmica no asociada a procesos de cogeneración, que utiliza combustibles fósiles, una central no asociada a procesos de cogeneración que utiliza biomasa o una central no asociada a procesos de cogeneración que utiliza biomasa más combustibles fósiles y que opera todo el año, o una central geotérmica, el Operador del Sistema tomará el menor de los dos valores siguientes: (1) la potencia firme de la central, publicada por el Operador del Sistema en su informe definitivo de potencia firme de centrales generadoras, o (2) el producto del factor de disponibilidad de la central determinado para el mes m multiplicado por su potencia efectiva como indica la siguiente expresión:…

Artículo 22 bis. Determinación de la Potencia Firme Disponible Mensual de Cogeneradores. Para determinar la potencia firme que tuvo disponible durante el mes m una central cogeneradora que adquiere el suministro de su Consumo Propio del Cogenerador por medio de una solicitud de servicio ante la Empresa Distribuidora, el Operador del Sistema tomará el menor de los dos valores siguientes: (1) la potencia firme de la central, publicada por el Operador del Sistema en su informe definitivo de potencia firme de centrales generadoras, o (2) el producto del factor de disponibilidad de la central determinado para el mes m multiplicado por su potencia efectiva como indica la siguiente expresión:

𝐹𝐹𝐹𝐹m = 𝐷𝐷𝐷𝐷m × 𝐾𝐾𝐾𝐾co Donde: Fm: es la potencia firme mensual de la central, en kW o en MW. Dm: es el factor de disponibilidad mensual de la central durante el mes m, calculado por el Operador del Sistema según la metodología indicada en el artículo 21 de la NT-PF. Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o MW del mes.

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La potencia efectiva neta de la central se calcula como:

𝐾𝐾𝐾𝐾co = Max (𝐾𝐾𝐾𝐾 – Dmax , 0) Donde: Kco: es la potencia efectiva neta de la central en kW o en MW del mes. K: es la potencia efectiva de la central en kW o en MW. Dmax: es la demanda máxima asociada a los procesos industriales del Cogenerador determinada por el Operador del Sistema. Será estimada por el Operador del Sistema como el máximo valor observado de la diferencia entre la medición asociada a los activos de generación del Cogenerador y la medición comercial bidireccional del agente durante el mes. Para efectos de la determinación de la potencia firme disponible de una central cogeneradora durante el mes m se definirá el período crítico del mes tomando la semana modelo de horas críticas del informe de potencia firme aplicable, la cual resulta de emplear el procedimiento detallado en el artículo 10 de la NT- PF, y replicando lo establecido en esta semana a lo largo del mes m según el tipo de día. En el caso de que una central cogeneradora haya comenzado a operar en el transcurso del mes y esté incluida en el informe definitivo de potencia firme, el Operador del Sistema realizará el cálculo de la potencia firme disponible de manera proporcional, considerando que la central estuvo indisponible desde el inicio del mes hasta la fecha en que haya comenzado a operar. Para el caso de centrales cogeneradoras o modificaciones de capacidad de centrales de cogeneración que no se encuentren en el informe definitivo de potencia firme, el Operador del Sistema podrá determinar su potencia firme disponible mensual utilizando las metodologías de cálculo que corresponden en función de su tecnología previa aprobación de la CREE. Mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema podrá determinar la potencia efectiva de la central como lo dispone e l artículo 11 de la NT- PF. En caso de que durante el año se determine un nuevo valor de potencia efectiva de una central, producto de la realización de una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema tomará en consideración el nuevo valor para actualizar la potencia firme de la central del informe de potencia firme y calcular su potencia firme disponible mensual a partir del mes siguiente. CUARTO: Instruir a las Direcciones competentes de esta Comisión que procedan con las gestiones administrativas y regulatorias pertinentes, a fin de verificar y validar a las empresas generadoras que, a la fecha de emisión del presente acto administrativo, cumplan con los requisitos para transitar hacia la figura de Cogenerador. QUINTO: Aprobar la modificación al Formulario de inscripción como Empresa Generadora en el Registro Público de Empresas del Sector Eléctrico aprobada mediante el Acuerdo CREE-093, al efecto de la presente norma técnica.

de horas críticas del informe de potencia firme aplicable, la cual resulta de emplear el procedimiento detallado en el artículo 10 de la NT-PF, y replicando lo establecido en esta semana a lo largo del mes m según el tipo de día. En el caso de que una central cogeneradora haya comenzado a operar en el transcurso del mes y esté incluida en el informe definitivo de potencia firme, el Operador del Sistema realizará el cálculo de la potencia firme disponible de manera proporcional, considerando que la central estuvo indisponible desde el inicio del mes hasta la fecha en que haya comenzado a operar. Para el caso de centrales cogeneradoras o modificaciones de capacidad de centrales de cogeneración que no se encuentren en el informe definitivo de potencia firme, el Operador del Sistema podrá determinar su potencia firme disponible mensual utilizando las metodologías de cálculo que corresponden en función de su tecnología previa aprobación de la CREE. Mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema podrá determinar la potencia efectiva de la central como lo dispone el artículo 11 de la NT- PF. En caso de que durante el año se determine un nuevo valor de potencia efectiva de una central, producto de la realización de una prueba de potencia efectiva, el Operador del Sistema tomará en consideración el nuevo valor para actualizar la potencia firme de la central del informe de potencia firme y calcular su potencia firme disponible mensual a partir del mes siguiente. CUARTO: Instruir a las Direcciones competentes de esta Comisión que procedan con las gestiones administrativas y regulatorias pertinentes, a fin de verificar y validar a las empresas generadoras que, a la fecha de emisión del presente Acto Administrativo, cumplan con los requisitos para transitar hacia la figura de Cogenerador. QUINTO: Aprobar la modificación al Formulario de inscripción como Empresa Generadora en el Registro Público de Empresas del Sector Eléctrico aprobada mediante el Acuerdo CREE-093, al efecto de la presente norma técnica. SEXTO: Instruir a la Secretaría General de la Comisión para

1. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública.
2. P roceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas.
3. Proceda a publicar en la página web de la Comisión el presente Acto Administrativo de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ