Partial Modification of Tariff Methodologies for New Private Wind and Solar Generation PlantsModificación parcial de metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar

This Law granted Aresep sufficient powers to exercise the regulation of the public services provided in the country, including the supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization, as provided in subsection 5. a) of Law No. 7593.

This, in relation to Article 6.d) of Law No. 7593, which establishes as an obligation of Aresep "(...) to set tariffs and prices in accordance with technical studies", associated with the provisions of subsections 3.b); 6.a) and f); 20; 31 to 37 of the same legal body, through which the parameters, criteria, and central elements for tariff setting are established in accordance with the principle of service at cost, an obligation reiterated in Article 4.a).2) of the Regulation to Law No. 7593, Decreto Nº 29732-MINAE.

Now, Article 9 of Law No. 7593 provides that Aresep will continue to exercise the competence that Law No. 7200 and its amendments grant to the Servicio Nacional de Electricidad (SNE) regarding private generation of electricity for sale to ICE.

It also provides that no provider of a public service described in Article 5 of this Law may provide the service if it does not have a tariff or a price previously set by Aresep.

In this line, it is the responsibility of Aresep to ensure compliance with the standards of quality, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of the public services it regulates; a competence for which Article 5 of Law No. 7593 refers to Article 25 ibidem, which establishes that Aresep will issue and publish the technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision with which public services must be supplied, in accordance with the specific standards existing in the country or abroad, for each case.

Said standards, in turn, must concord with Articles 32, 34, 41, and 42 of the Sectorial Regulation for Electric Services (Decreto Ejecutivo Nº.29847-MP-MINAEMEIC), which provide, in pertinent part:

"Article 32.-Technical and tariff monitoring regarding the conditions of service provision.

The Autoridad Reguladora will monitor the different regulated services of the electric industry to establish compliance with the conditions of service provision; to this end, it will use:

a. The information requested from regulated companies, pursuant to Article 24 of Law No. 7593.

b. Compliance with current regulations.

c. The tariff provisions provided in the resolutions issued by the Regulatory Body.

d. The subscriber service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory compliance.

e. Any other information that, at the discretion of the Autoridad Reguladora, is necessary to fulfill its functions." "Article 34.-Issuance of technical and economic standards.

The Autoridad Reguladora, in accordance with the provisions of Law No. 7593 and after consultation and coordination with the electric companies, will issue the standards under which the service will be regulated and evaluated, comprising the regulation and evaluation factors set forth in Article 16, in such a way that the necessary balance is achieved between the timeliness and possibility of the investments required by each electric company and the guarantee of the continuous improvement of the regulation and evaluation factors." "Article 41.-Responsibility of the Autoridad Reguladora.

As part of the responsibilities and powers assigned to the Autoridad Reguladora by Law No. 7593, it shall be responsible for:

a. Promulgating the technical and economic standards for the proper provision of the service.

b. Evaluating, regulating, and supervising the application and compliance with the standards of this regulation and the corresponding standards.

c. Applying the sanctions stipulated in Law No. 7593 and its Regulation." "Article 42.-Sanctions. The sanctions to be applied for non-compliance with the standards of this regulation or the technical and economic standards issued by the Autoridad Reguladora shall be in accordance with the provisions of Law No. 7593 and related laws." For its part, Article 29 of Law No. 7593 provides that: "the Autoridad Reguladora shall formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions to which the tariff and price proceedings for public services shall be subject." The procedure for setting tariffs is regulated in Article 30 of Law No. 7593 and, in turn, Article 31 of this law establishes that to set tariffs, model productive structures or the particular situation of each company must be taken into account. Furthermore, said norm provides that Aresep must apply annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary adjustments made by the Executive Branch, and any other variable that Aresep deems pertinent.

Thus, in the tariff procedure, each petition on tariffs and prices must be duly justified, as provided in Article 33 of Law No. 7593, and the tariffs and prices set by Aresep will take effect from the moment of their publication in the Official Gazette La Gaceta or from the moment indicated in the corresponding resolution, Article 34 ibidem.

In this line, Article 15 of the Regulation to Law No. 7593, Decreto Nº 29732-MP, provides that, to set tariffs, models shall be used, which must be approved by Aresep, in accordance with the law." Section 36 of Law No. 7593, for its part, provides for the public hearing procedure, which must be followed in the formulation or revision of price and tariff-setting models, as well as the formalization and revision of technical standards, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. Said section is regulated in Articles 44 to 56 of Decree No. 29732-MP, in relation to Section 9 of the Political Constitution, such that they manifest the exercise of the constitutional right of citizen participation, which has been shaped by the jurisprudence of the Constitutional Chamber, among others, in ruling No. 7213-2012, by establishing the obligation of Aresep to guarantee citizen participation in the formulation of tariff methodologies (in the same vein, see rulings No. 016649-2009 and No. 17093-2008).

Likewise, from Article 31 of Law No. 7593, in conjunction with Section 6, subsection 16) of the Internal Regulations for the Organization and Functions of the Regulatory Authority and its deconcentrated body (RIOF), it follows that the Board of Directors of Aresep has the competence to approve the tariff methodologies that will be applied in the various regulated sectors under Aresep's competence.

Similarly, Section 9.11 of the RIOF establishes as a function of the Regulador General to designate teams for the preparation of policy proposals and the execution of projects for the design of tariff-setting methodologies.

For its part, Article 21.3 of the RIOF establishes that the CDR is responsible for the "(...) review of the validity and competitiveness of the models being applied by Aresep to regulate public services." From the aforementioned rules, it can be deduced that Aresep has exclusive and excluding competence for setting the tariffs of regulated public services according to Law No. 7593, a competence that is inalienable, non-transferable, and imprescriptible, as established in Section 66 of the General Law of Public Administration (LGAP).

In that sense, defining and establishing the tariff methodologies or models through which the tariffs of public services subject to its regulation will be determined, and the technical standards that guarantee the correct provision of public services, forms an essential part of the competences conferred upon Aresep.

The First Chamber of the Supreme Court of Justice, in ruling No. 001687-F-S1-2012, has indicated regarding the powers of Aresep to establish tariff methodologies that: "the Regulatory Authority is constituted as the public authority that, through its actions, allows the realization of those postulates (...). Its excluding and exclusive powers allow it to establish the economic parameters that will regulate the contract, balancing the interest of the operator and the users." In this line of analysis, the Procuraduría General de la República (PGR), in repeated pronouncements, has affirmed that the definition of tariff methodologies or models is included within the exclusive and excluding competence of Aresep to set tariffs, such as opinions C-165-2014 of May 27, 2014, and C-416-2014 of November 24, 2014. Thus, the following is cited in opinion C-416-2014: "c) The definition of tariff methodologies or models is included within the exclusive and excluding competence of ARESEP to set tariffs, without being obliged to coordinate with other entities or bodies." This same position has been reiterated by the PGR in opinion C-023-2017 of February 1, 2017.

Added to the above, it must be noted that the establishment of tariff methodologies and criteria by Aresep falls clearly within the technical discretion that has been recognized for this entity, provided that the principle of cost-of-service is respected. The foregoing is in accordance with Articles 15, 16, and 160 of the General Law of Public Administration (LGAP).

In this regard, the First Chamber has recognized this discretion of Aresep in establishing methodologies, stating:

"There is no doubt that ARESEP can determine the evaluation models for tariff requests, based on the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, the possibilities of the service, the activity in question, and the size of the providing companies (parameters of the cost-of-service principle). For this, Law No. 7593 grants it a fairly broad framework of action (cardinals 6, subsection d) and 29 to 37). However, it must be remembered that the discretion is for choosing, in a first stage, between one or several technical methods that will be applied at a second moment after their formalization (in the procedure itself)." In this same sense, this same Chamber has indicated that:

"(.) It should be noted that the same legislation empowers it to approve, reject, or modify the proposal of that body, which by itself leads to the conclusion that it is a non-binding proposition, which, as such, does not constitute any subjection for that authority, which, in order to what has been stated, holds exclusive powers in this matter, ergo, excluding any other public body or entity. However, this particularity does not mean at all that the final decision that ARESEP must adopt is absolutely discretionary. While it is true that this authority has technical discretionary power to establish calculation models, in accordance with the procedure provided by law, the same is not true for setting tariffs. As part of the principle of legality, tariffs must be established in tune with the mechanisms duly established for this purpose, through the procedure contained in Law No. 7593 (public hearing). Thus, once the tariff review model is set (which must be published in the Official Gazette), in principle, this is the calculation tool that must be used, and therefore, the instrument that determines whether or not there is a financial distortion that must be corrected, which grants legal certainty and constitutes a control parameter for the price regulatory activity. (...)" Resolution No. 00557-F-2007 of August 10, 2007, of the First Chamber of the Supreme Court of Justice.

Finally, with respect to the possibility of modifying tariff methodologies previously approved by Aresep, the First Chamber of the Supreme Court of Justice, in ruling No. 000600-F-S1-2020 issued at 10:10 a.m. on February 27, 2020, ordered, regarding the modification process proposed in this case:

"(.) IV. (.) From this perspective, any claim regarding the existence of a duty of ARESEP to keep a single tariff-setting methodology based on the rate-of-return method unchanged during the concession period, which cannot be subsequently reviewed or modified, is inadmissible, since there is no right in the legal system to tariff invariability or invariability of its setting methodology, in matters of regulated public services. The foregoing, as the Tribunal states, requires that tariffs and their methodologies can be timely reviewed or varied, according to the conditions of the economic environment in which they apply, adjusting to the reality of the provision, according to factual, technical, scientific, or legal criteria in compliance with the public interest."

"(...) the regulatory framework regarding public service price setting requires that they be reviewed and adjusted to reality based on factual, scientific, or legal criteria in compliance with the public interest and in application of the Principles of Singular Non-Derogability of Regulations and Equality, without the set tariff and the calculation method being able to remain static over time." (highlights are not from the original).

In the case of the methodological changes proposed in this report, the circumstances specific to the electricity sector, and specifically those related to private generation, fully justify modifying the tariff methodologies, as set forth in the following sections related to the characteristics of the service and the justification for the changes.

Thus, in application of the principle of legality (Articles 11 of the LGAP and 11 of the Political Constitution), tariffs must be established in tune with the mechanisms duly established by Aresep for this purpose, through the procedure contained in Law No. 7593 and its regulation (public hearing).

4.2. On the regulation of the electricity supply service in Costa Rica as a public service.

In the case of the electricity sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans regarding this sector, which guide the actions of the agents, corresponds to the Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía (SEPSE), belonging to the Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), an entity that prepares the Plan Nacional de Energía -PNE- (currently, the VII Plan Nacional de Energía 2015-2030 is in effect), and the Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, with the Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*), to which Aresep is subject, as provided in Article 1, second paragraph, of Law No. 7593.

(*)(Note from Sinalevi: Its name was thus modified by subsection a) of Article 43 of the Reglamento para la Implementación de la Ley N°10441 of March 13, 2024 and the Operation of the Sistema Nacional de Inversión Pública, approved by Decreto Ejecutivo N° 45163 of August 8, 2025. Previously, it was referred to as "Plan Nacional de Desarrollo (PND)") On the other hand, the regulatory work for the electricity supply service in all its stages (generation, transmission, distribution, and commercialization) is the responsibility of Aresep, as indicated in Article 5.a) of Law No. 7593, which provides for its function of setting prices and tariffs, in addition to ensuring compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards, in the provision of both this public service and the other regulated services.

In addition to the above functions are the objectives and obligations established in Articles 4 and 6 of Law No. 7593, respectively, whose fulfillment frames the exercise of the competences and powers of Aresep, in relation to the regulation of public services.

Said powers imply tariff setting, the definition of technical regulations and tariff methodologies (among others), sanctioning upon the commission of a fault, and overseeing the provision of public services.

The foregoing is not alien to the provision of the electricity supply service, since said public service, like any other, warrants the exercise of the mentioned powers by Aresep, in accordance with Law 7593 and its Regulation.

Now, considering that Law No. 7593 and its Regulation form an essential part of the legal framework applicable to the regulation of public services in general, it is necessary to identify, regarding the electricity supply service, that Aresep must also carry out its work in view of the "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides the following:

"Article 1. Field of application. This Reglamento defines and describes the main conditions under which the electricity service must be supplied, under normal operating conditions.

Its application is mandatory for electric companies that are established in the country or that may be established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws.

The conditions stipulated herein may be expanded and detailed in whole or in part by the terms of the service provision contract, signed between the subscriber and the company or between companies, with prior authorization from the Regulatory Authority, provided that the service conditions for third parties are not affected.

This Reglamento defines and provides the general conditions under which the regulation of the electricity service provided by companies to subscribers and users, in the technical and economic areas, will be exercised." Through said Reglamento, the regulatory framework that provides for the specific regulation of the electricity supply service is expanded, which also binds Aresep in the exercise of its powers with respect to said service.

It should be noted that the observance and application of said Reglamento is indispensable and mandatory on the part of the providers of the public electricity supply service that are authorized to offer said service in any of its stages, in accordance with the corresponding laws.

And additionally, it is also established that, in the appropriate cases, the conditions stipulated through said Reglamento may be expanded and detailed in whole or in part by the terms of the service provision contract signed between the subscriber and the electric company, or between electric companies, with prior authorization from Aresep, provided that the service conditions for third parties are not affected.

In the same sense, the "Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica" (Decreto 30065-MINAE) is applicable to the service in question, which establishes:

"Article 2- The purpose of this Reglamento is to establish the requirements and regulations for concessions regarding the provision of the public electricity supply service, in accordance with Articles 5, subsection a) and 9 of Law No. 7593 (...).

"Article 3- MINAE shall process everything related to the granting and cancellation of concessions for the public electricity supply service in its stages of generation and distribution and commercialization of electric energy, except for those requests covered by Law No. 7200 and its reforms, which shall be processed by ARESEP, as provided in Article 9 of Law No. 7593." The above regulations are also applicable to the public electricity supply service, specifically, regarding the concessions that, in accordance with Article 9 of Law No. 7593, every provider of a public service must have, in this case, the providers of the mentioned service in its stages of generation, distribution, and commercialization of electric energy, whether the process is carried out by MINAE, or by Aresep (in the case of requests covered by Law No. 7200 and its reforms).

Now, the electrical supply system comprises the set of useful means and elements for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electric energy. Depending on the stage at which the electricity supply service is located, the intervention of the various sector participants will vary, and accordingly, Aresep will set the respective tariffs.

In this sense, it is important to mention that the Procuraduría General de la República (PGR), in opinion C-293-2006, reiterated the competence of Aresep for setting tariffs for the public electricity supply service in all its stages. It cites as relevant:

"(...) The supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization is a public service. By reason of that nature, subsection a) of Article 5 of Law No. 7593 grants competence to the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos to set the prices and tariffs for the supply of electric energy in those stages of generation, transmission, distribution, and commercialization. As can be observed, the law grants ARESEP the competence for setting tariffs on the public electricity supply service in all its stages, that is, from its generation to its commercialization (...)".

4.3. On the regulation of private generation The Law of "Generación Eléctrica Autónoma o Paralela", Law No. 7200, in effect since October 18, 1990, defines in its Article 1 autonomous or parallel generation as energy produced by limited-capacity power plants, belonging to private companies or cooperatives that can be integrated into the national electrical system; for its part, Article 3 of said Law declares the purchase of electricity by ICE from private companies to be of public interest.

Furthermore, Article 14 establishes the power of Aresep to set the tariffs for the purchase of electric energy by the Instituto Costarricense de Electricidad. They cite Articles 3 and 14 as relevant:

"ARTICLE 3.- Public interest.

The purchase of electricity by ICE from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the share capital belongs to Costa Ricans, which establish limited-capacity power plants to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared of public interest." "ARTICLE 14.- The tariffs for the purchase of electric energy by the Instituto Costarricense de Electricidad require the express and prior setting by the Servicio Nacional de Electricidad1, which, before issuing the final resolution, shall request the opinion of the affected concessionaires." 1 Article 9 of Law No. 7593 expressly indicates that "The Regulatory Authority shall continue exercising the competence that Law No. 7200 and its reforms, of September 28, 1990, grant to the Servicio Nacional de Electricidad." For its part, the "Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela", Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET, published in Alcance N.º 72 of the Diario Oficial La Gaceta N.º 108 of June 5, 2012, establishes in Article 3 the participation of private generators:

"Article 3.- Participation: Any Private Company or Rural Electrification Cooperative interested in participating in the activity of autonomous or parallel electricity generation for sale to ICE must comply with the requirements stipulated in Chapter I of Law 7200 and its reforms and sign a power purchase agreement following the procedures that ICE establishes for this purpose in accordance with the provisions of this regulation. ICE is empowered to sign contracts intended for the purchase of electric energy as part of its ordinary activity, which shall have a maximum term of twenty years. (...)" Additionally, this Decreto establishes in its Article 20 the following regarding purchase tariffs and prices:

"(...) Article 20.- Tariffs. ARESEP, in accordance with the provisions of Law No. 7593, shall set the tariffs that will govern the purchase-sale of electricity under Chapter I of Law No. 7200 and its reforms. These tariffs may be established by ARESEP, for each type of energy source, based on cost structure models developed to consider the particular conditions of new and efficient plants. Likewise, ARESEP may establish the tariffs for each type of energy source that will apply upon renewing contracts, based on models developed from statistical information on the cost structure and performance of existing plants. (...)

The tariffs, both for new plants and for existing plants, may be set under the maximum price modality, or a band with a maximum price and a minimum price, and may have a disaggregated structure by times of year, hours of the day, energy and power, defined according to the projected evolution of the SEN costs." (Underlining is not from the original).

These rules are consistent with the "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides as relevant:

"Article 22.-General principles for tariff adjustment requests. Tariffs shall have the purpose of recovering the costs of operation, those associated with replacement, maintenance, and a reasonable profitability for the electricity industry; in addition, they must allow obtaining the necessary resources to use the technologies that guarantee the best quality, continuity, and security thereof.

Tariff-setting petitions must conform to Law No. 7593, its Reglamento, and this Reglamento." The comprehensive analysis of the legal framework that has been detailed allows concluding that, in accordance with the provisions of Articles 3, 4 subsection f), 5 subsection a), 6 subsection d), 9 and 31 to 36 of Law No. 7593, sections 4 subsection a) point 2), 14, 15, 16, 17 and 41 of Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, Article 6 subsection 16 of the RIOF, Article 14 of Law No. 7200, Section 20 of Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET, Articles 23 and 26 of the "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, it corresponds to Aresep to set the prices and tariffs of such public services, as well as to establish the tariff methodologies or models that will determine them. The foregoing is consistent with reiterated jurisprudence of the corresponding courts and the criteria of the Procuraduría General de la República.

Furthermore, it allows concluding that Aresep is competent to approve and apply tariff methodologies for the purchase and sale of energy by ICE from private generators covered under Law No. 7200 that are based on price band criteria, such as those proposed in this report.

4.4. On the regulatory policy of ARESEP On October 5, 2021, through resolution RE-0206-JD-2021, the Board of Directors of Aresep approved the "Política Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos", whose fundamental objective is "to have instruments that allow the regulatory entity the optimal provision of regulated public services, through technical standards, quality criteria, tariff methodologies, information processes, and social participation that respond to the changes caused by the economic and social context, the environment, technologies, or public policy decisions that require the regulatory entity to improve both its internal processes and the interaction with the different elements of the environment." This Política contains principles related to quality, cost-of-service, citizen participation, equity, inclusiveness, sustainability, universality, transparency, and efficiency. Its approaches are independence, objectivity, continuous improvement, dialogue and participation, human rights, gender equality, and territoriality.

In turn, the Política is based on 6 pillars related to:

1. Regulation with a rights approach 2. Regulation for the quality of public services 3. Regulation that promotes efficiency 4. Regulation with purpose 5. Regulation committed to sustainable development 6. Independent regulation coordinated with its environment These pillars support the general and specific objectives and the intervention axes of this Política. Specifically, one general objective and 6 specific objectives are proposed, according to the following detail:

General objective:

Strategically guide regulatory action towards achieving the public value of the organization, thus allowing the satisfaction of users' needs and the efficient provision of public services, incorporating the cross-cutting and progressive application pillars in all areas of institutional action.

Specific objectives:

Objective 1. Strengthen the rights approach in institutional action in a way that allows different types of users to be part of the regulatory action, through capacity building, provision of information, and participation mechanisms for their effective influence, access, and universal enjoyment of public services throughout the national territory, to achieve institutional public value.

Objective 2. Establish quality standards in all regulated public services to strengthen oversight, coordination, and control actions to achieve the satisfaction of the needs of different user types, ensuring that the conditions of quantity, solidarity, reliability, continuity, accessibility, timeliness, good treatment, and optimal provision are met efficiently and gradually.

Objective 3. Develop a regulation that provides the necessary signals to bring the provision of public services towards the path of efficiency and effectiveness, both individually and by sector or industry, considering the efficient cost-of-service principle, the application of comparative regulatory approaches, and the exercise of a timely regulatory model, supported by best practices and the articulation of policy instruments.

Objective 4. Implement a regulatory model for achieving public value, purpose-oriented, that considers risks and is based on available scientific evidence, flexible, enabling, and forward-looking, capable of anticipating institutional action in the face of the conjunctural dynamics of the environment, within a framework of transparency and accountability.

Objective 5. Contribute to the economically, socially, and environmentally sustainable development of the country, through regulatory instruments that respond to its socioeconomic needs, promote the protection of natural resources and generate actions against climate change in the provision and use of public services, as well as the promotion of innovation in regulation and the provision of public services that promotes equity, contemplating territorial asymmetries.

Objective 6. Strengthen the independence, autonomy, and linkage with the environment of the regulatory entity, so that decision-making is carried out in adherence to technical criteria, protected by regulations and in defense of institutional competences through clear roles, responsibilities, purposes, and objectives on regulatory functions, fostering a relationship with the environment that improves the impact of regulation on the country's development objectives.

For the purposes of the modification of the tariff methodologies being processed, it is important to highlight what is indicated in the following strategies set forth in this Política:

Strategy 3.1. Promote regulatory approaches that incentivize efficiency in providers, promoting competitive and accessible tariffs to users through technically and factually supported regulatory instruments, on which the measurement of their incidence and economic impact can be carried out.

Strategy 3.2. Develop a regulation within the framework of an industry-efficient cost-of-service concept.

Strategy 3.4. Develop flexible regulation that facilitates the incorporation of the changing needs of society and force majeure events.

Strategy 4.3. Strengthen and develop regulatory instruments through forward-looking regulation that facilitates the incorporation of technological innovations, flexible and enabling instruments for change, considering the needs of society and force majeure events under the principles of proportionality, efficiency, effectiveness, participation, legal certainty, coordination, and transparency.

Strategy 5.1. Incentivize, through different regulatory instruments, the rational use of renewable resources in the provision of public services; where this is not possible, the efficient use of non-renewable resources shall be incentivized.

Strategy 5.3. Incentivize, through regulatory instruments, innovation and the adoption of technologies to achieve global sustainable development goals and generate actions against climate change, decarbonization, and the energy transition Strategy 6.1. Provide legal certainty to different types of users by verifying in each regulatory instrument strict adherence to the current legal framework.

In accordance with these objectives and strategies, the proposed changes in the tariff methodologies seek to promote efficiency, innovation, and flexibility, by allowing ICE to pay energy purchase tariffs more in line with the international reality of significantly and rapidly decreasing costs (.)

X.That from report IN-0071-CDR-2023, of November 7, 2023, which serves as the basis for this resolution, the justification underlying the proposal for the partial modification of the tariff methodologies for private generation for new plants from wind and solar sources, approved by the Board of Directors of Aresep through resolutions RJD-163-2011 of November 30, 2011, and its amendments, and RJD-034-2015 of March 16, 2015, is extracted.

(.)

5. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICITY GENERATION WITH SOLAR AND WIND ENERGY 5.1. Current situation of the regulated service The generation of electric power is decentralized in the sense that it falls upon multiple institutions, private generators, municipal companies, cooperatives, among others; that are distributed throughout the length and breadth of the country. The main electric power generators in Costa Rica are:

* Instituto Costarricense de Electricidad (ICE): An autonomous State institution with the legal mandate to provide the electric power that society requires for its development; it generates electric power through hydroelectric, thermal, geothermal, wind, and solar projects.

* Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL): A public company under private law, a subsidiary of ICE which owns 98% of the shares, with the remaining 2% in private hands; it develops hydroelectric and wind projects for electric power generation.

* Junta Administradora del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC): A municipal institution that generates small amounts of electricity in its own hydroelectric plants.

* Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH): A municipal company that has several hydroelectric projects for electric power generation.

* Rural electrification cooperatives: These include the cooperatives of Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), and COOPEGUANACASTE R.L.; they are legal entities of public convenience and utility and of social interest, governed by private law. These cooperatives develop hydroelectric, wind, and solar electric generation projects. In turn, these cooperatives have created consortia from the union of all or part of the rural electrification cooperatives, such as the Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) and CONSORCIO CUBUJUQUÍ, R.L., figures under which financing has been obtained for the development of generation projects that allow them to supply subscribers in the distribution area.

* Private electric generation companies: This refers to private generators operating under the framework of Chapter I and Chapter II of the Ley de Generación Autónoma o Paralela, N.º 7200 and its amendments. Chapter I of this law authorizes private generation from renewable sources in Costa Rica, limited to a scale of up to 20 MW of maximum installed capacity per company; furthermore, the set of projects must not exceed 15% of the total power of the electric plants that make up the National Electric System (Sistema Eléctrico Nacional, SEN). In the charts, these are identified as "Privadas" and correspond to private companies subject to the rates determined by the present methodology. Meanwhile, chapter II of this law allows private companies to generate electricity for the National Electric Sector (SEN), provided they do so through renewable sources; in the charts, these are identified as "BOT"2 and are not subject to the rates established in the present methodology.

2 English acronym for "Build, Operate and Transfer." When analyzing the electric power generation service, in the year 2022, ICE represents the largest generator in the Costa Rican market because it produces 68% of the electric power; for their part, private generators (Law N.º 7200, chapter I) represent 7.28% of the total national generation, revealing their importance for the stability and development of the SEN. This is observed in the following chart.

In general, in the year 2022, electric power generation reached 12,592.30 GWh3, which constituted a 0.42% increase compared to the year 2021. However, in the case of private generators under Chapter I of Law N.º 7200, there was a 16.28% decrease in the electric power generated, going from 1,095.09 GWh to 916.84 GWh.

3 Annual generation and demand report of the División Operación y Control del Sistema Eléctrico, 2022.

The main electric power generation sources for private generators (Law N.º 7200, chapter I) are wind, hydro, and bagasse, which constitute 4.86%, 1.98%, and 0.44% of the total energy generated in the SEN. The foregoing is observed in the following table.

Source: ICE, Annual generation and demand report of the División Operación y Control del Sistema Eléctrico, 2022.

In the year 2022, there was a significant contraction in electric power generation from wind and solar sources compared to the year 2021, with a reduction in generated energy of 12.97% and 12.31% respectively; however, if the generation behavior over the last decade is analyzed, it is observed that wind and solar sources show a relevant increase in their participation in electric power generation, going from 528.38 GWh to 1,369.23 GWh and from 0.30 GWh to 8.04 GWh respectively.

Nevertheless, if the generation behavior with both sources during this decade is analyzed, significant growth is observed between the years 2012-2018, where generation with solar and wind energy increased by 3196.67% and 240.45% respectively. However, this behavior changes starting in the year 2018 (which constitutes the peak generation for each of these sources), given that in the 2018-2022 period, a reduction of 18.7% and 23.94% for solar and wind sources respectively is presented. This is observed in the following table.

Despite the reduction in generation from wind and solar sources presented in recent years, wind and solar sources constitute 10.87% and 0.06% of national generation, with energy generated by wind sources being the third most important at the national level, as observed in the following chart.

In relation to the installed nameplate capacity, private companies (Law N.º 7200, chapter I) hold 8.44% of the National Electric System (SEN) capacity with 290,458 kW, as observed in the following chart.

It is worth highlighting that the distribution by generation source of the installed nameplate capacity of private companies (Law N.º 7200, chapter I) is 56.40%, 24.44%, and 19.15% for wind, hydro, and bagasse sources respectively. However, not all the installed nameplate capacity is under contract; in the case of hydro sources, 96.89% (53,899 kW) is under contract, for wind sources, 94.58% (154,950 kW) is under contract, and 53.24% of the installed nameplate capacity of bagasse is under contract. In general, 84.92% of the installed nameplate capacity of private generators (Law N.º 7200, chapter I) is under contract, as observed in the following table.

5.2. Current Rate-Setting Methodologies As indicated in the background, the current rate-setting methodologies applicable to private generation plants using wind and solar sources were approved according to the following resolutions:

- Resolution RJD-163-201 of November 30, 2011, which approved the "Model for determining reference rates for new private wind generation plants." This has been modified by resolutions RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0119-JD-2022.

- Resolution RJD-034-2015 of March 16, 2015, which approved the "Methodology for determining reference rates for new private solar photovoltaic generation plants." Both rate-setting methodologies aim to establish a tariff band that stimulates private investment in this sector and allows the buyer to offer a range of electricity purchase prices with which the offeror can obtain sufficient income to cover their operating costs, recover the investment made, and obtain a reasonable return for the level of risk associated with the electricity generation activity.

Both models establish the procedures and formulas for calculating the respective rate, as well as the requirements to implement the respective procedure.

In general, both rate-setting methodologies propose in the general formulation of the rate model that the price is determined by the following formula:

Where:

CE = Exploitation Costs (Costos de explotación) CFC = Fixed Cost of Capital (Costo fijo por capital) P = Sale Rate (Tarifa de venta) E = Sales Expectations (amount of energy) (Expectativas de venta) This formulation is developed in formula 1 (solved) of the rate-setting methodology for wind plants and in formula 2 of the rate-setting methodology for solar photovoltaic plants.

In both rate-setting methodologies, the price defined through this model serves as the basis for establishing a tariff band. The tariff bands are estimated as follows:

§ Upper limit: obtained as the average unit investment cost plus one standard deviation.

§ Lower limit: calculated as the value of the average unit investment cost minus the value of three standard deviations.

This is according to section ix. (Definition of the tariff band) of the rate-setting methodology for new wind plants (RJD-163-2011 and its modifications) and section 3.5 (Definition of the tariff band) of the rate-setting methodology for new solar photovoltaic plants (resolution RJD-034-2015).

5.3. Results of the Current Rate-Setting Methodologies To analyze the results of the current rate-setting methodologies for private generation using wind and solar photovoltaic sources, the results of some of the rate settings carried out during the 2014-2023 period were compiled. The following table shows this information.

As observed in the previous chart, during the reference period (except in recent years), the prices set according to the current rate-setting methodologies have been decreasing, with the lower limit of the tariff band for private energy generators showing a decrease of 24.6% and 16.0% for solar and wind sources, respectively.

According to the latest rate settings for both types of sources, the current average prices are 9.7 and 9.9 dollar cents per kWh for solar photovoltaic and wind technologies, respectively. In the case of the minimum price (lower band), the respective rates are 5.6 and 6.3 dollar cents per kWh, respectively.

6. JUSTIFICATION FOR THE PROPOSED CHANGES As indicated above, the current methodologies apply a regulatory approach of tariff bands with a lower limit bounded by a fixed number of standard deviations (3), which were opportune at the time of their implementation; however, with technological development implying increasingly lower investment costs, limitations in this approach have become evident by failing to reflect the accelerated decreases of these costs within the limits of the established band; in other words, the current evolution of investment costs has led them to levels below the lower limit of the current bands.

The evolution of investment costs in solar photovoltaic and wind projects is evidenced in the following chart:

As observed in the previous chart, the International Renewable Energy Agency (IRENA) establishes that between 2010-2021, the levelized cost of electricity5 and the installation costs of electric generation from wind (onshore and offshore) and solar sources have shown a constant decrease, which may imply that national consumers are currently paying rates higher than what is technically adequate, affecting the country's social welfare. These decreases have been more accelerated than those presented by other renewable generation sources, as shown in the following table.

4 For more details on the report previously summarized here, it can be downloaded at the link: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jul/IRENA_Power_Generation_Costs_2021.pdf?rev=34c22a4b244d434da0accde7de7c73d8 5 Levelized cost of electricity is a standard methodology for calculating the cost per kilowatt-hour for each type of electric generation. This parameter accounts for all the costs each generation system has over its useful life (investments, fuel, emissions, operation and maintenance, dismantling...) and divides it by the total energy production, subsequently updating it to present value.

When comparing the installation costs of wind (onshore and offshore) and solar sources against other renewable sources, it is evident that wind sources have shown a decrease of between -35% and -41%, while for solar, the decrease was -82%; this behavior has not been as pronounced in other renewable electric power sources. Meanwhile, the levelized cost of electricity has shown reductions of over 60% in the case of wind sources and -88% in the case of solar sources.

It is worth highlighting that in the Renewable Power Generation Cost report for 2021, it is noted that during the 2010-2021 period, a significant change occurred in the balance of competitiveness between renewable energies and traditional fossil fuel and nuclear options due to the decrease in module prices, improvements in system efficiency, economies of scale in manufacturing, and process optimization; this is evidenced in the following chart.

6 In the "Renewable Power Generation Costs" report for 2021, IRENA performs a historical analysis of cost behavior based on levelized cost and performance data from around 21,000 renewable energy electric generation projects worldwide.

It is concluded from the foregoing that at the international level, the generation costs of renewable energies, including wind and solar, tend to decrease over time due to technological advancement, production scale, and market competitiveness.

When comparing the evolution of costs and rates of wind and solar generation plants at the national and international levels, it is concluded that:

. There is a marked trend towards the decrease of international costs: a general trend towards the decrease of renewable energy generation costs, including wind and solar, has been observed. This is due to technological advances, economies of scale, efficiency improvements, and greater market competition.

. Slight trend towards cost reduction in Costa Rica: both in solar photovoltaic and wind generation, a trend towards cost reduction over time is observed. The reference rates established in the resolutions show a decrease in the lower, upper, and average limits in most cases.

. Relative stability or slight increases in solar photovoltaic and wind generation rates at the national level in recent years: although a gradual decrease in solar photovoltaic and wind energy generation costs has been observed, the reference rates established in the resolutions show less variation, and since early 2022, there has been an upward trend in reference prices.

. Different behavior at the international and national level: the behavior of the levelized cost of electricity at the international level (according to IRENA) and the rates set by Aresep have evidenced a different magnitude in the decreases experienced. In the case of solar photovoltaic generation, international costs have decreased by 88% in the 2010-2021 period, while nationally, rates have decreased by 25% in the 2015-2023 period. In the case of wind generation, these percentages are 68% (2010-2021 period) and 16%.

. In general, the rate settings carried out through the current rate-setting methodologies lead to average rate levels and lower limits that are higher than the levelized costs at the international level. Although both concepts are not totally comparable (in concept and reference date), they do reflect a significant limitation of the current rate-setting methodologies. In the case of wind generation, according to the most recent figures, while the levelized cost is $3.3 cents per kWh, the average rate is $9.9 cents per kWh, and the lower limit is $6.3 cents per kWh. In the case of solar photovoltaic generation, the levelized cost is $4.8 cents per kWh, the average rate is $9.7 cents per kWh, and the lower limit is $5.6 cents per kWh.

The previous conclusions could have an impact on the contracting processes for new private generation plants by ICE, by preventing private generators from offering rates consistent with their true supply costs and, therefore, preventing ICE—and ultimately the user—from taking advantage of the cost reductions inherent in technological change.

The foregoing evidences that it is necessary to adjust the rate-setting methodologies so that they allow for the timely recognition of these cost decreases and, ultimately, more competitive energy rates.

Given the current situation, alternatives must be analyzed to incorporate said efficiency and cost reduction into the rate-setting methodologies for generation with wind and solar sources. Among the possible solutions, the widening of the lower limit of the band and the establishment of a maximum rate are identified, both alternatives allowed by current regulations, as was analyzed in the preceding sections.

Therefore, considering these conditions and agreements 06-50-20323 and 03-63-2023 of the Board of Directors, it is proposed to widen the lower limit of the tariff band, which would allow ICE to take advantage of the decreases in operation and investment costs, in such a way that the possibility of passing on improvements in efficiency or those derived from technological change to final consumers is not limited.

In general, this approach seeks to protect consumers from inefficient settings unrelated to the cost of providing the service, but without limiting the possibility for ICE and private electric power generators to establish rates that adjust to efficiency improvements and the technological development of the sector, thereby providing a certain level of flexibility in the rate-setting processes. This would have a positive impact on consumers and the economy in general. This is because by lowering generation costs, more competitive electricity rates can be achieved, translating into savings for consumers and a greater capacity for companies to be more competitive.

On the other hand, as analyzed previously, the current legal framework empowers Aresep to establish rate-setting methodologies associated with both tariff bands and maximum prices, which applies to both new and existing plants.

In the rate-setting methodology for new wind plants, it is also proposed to eliminate what is related to the second option for the calculation of tariff bands, as it is unnecessary given the implementation of regulatory accounting and the information it provides to feed the first of the options proposed in the current rate-setting methodology, which allows for having the necessary information to adequately apply this option. Furthermore, this second option has limitations, given that it makes the rate setting dependent on external sources that are not necessarily representative of the national reality.

(.)"

XI.That, based on the preceding resultandos and considerandos, the appropriate course is: 1. To issue the partial modification of the rate-setting methodologies for private generation for new wind and solar source plants, approved by the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, through resolutions RJD-163-2011, of November 30, 2011, and its amendments, and RJD-034-2015, of March 16, 2015. 2. To consider the response to the positions presented in the public hearing, held on October 26, 2023, as stated in report IN-0070-CDR-2023, of November 7, 2023, and to express gratitude for the valuable participation in this process. 3. To instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed to notify the Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) and the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) of the response to the positions raised in the public hearing as well as the present resolution, in a single act. 4. To instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed, in accordance with the functions established in the RIOF, to publish this resolution in the official gazette La Gaceta. 5. To instruct the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación to proceed with the consolidation of the rate-setting methodologies for private generation for new wind and solar source plants, and to coordinate with the Departamento de Comunicación Institucional for their dissemination on the institutional website. 6. To communicate this resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía, for the appropriate purposes.

XII.That in ordinary session 93-2023, held on November 15, 2023, and ratified on November 21, 2023, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on final technical report IN-0071-CDR-2023, of November 7, 2023, official communication OF-0367-CDR-2023, of November 7, 2023, and OF-0719-DGAJR-2023, of November 9, 2023, from the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, agrees to issue the present resolution as ordered.

Based on the powers conferred in Law N°7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, and its amendments, in the Ley General de la Administración Pública, N°6227, Law N°7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, amended by Law 7508, in Decreto Ejecutivo N°29732-MP, which is the Reglamento a la Ley N°7593, and in the "Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado" (RIOF); the following is ordered.

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.To issue the partial modification of the rate-setting methodologies for private generation for new wind and solar source plants, approved by the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, through resolutions RJD-163-2011, of November 30, 2011, and its amendments, and RJD-034-2015, of March 16, 2015, in accordance with the following:

Rate-setting methodology for wind plants With the proposed changes, the following sections of the "Model for determining reference rates for new private wind generation plants," issued through resolution RJD-163-2011 and its modifications RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0119-JD-2022, shall read as follows:

"(.)

viii. Amount of the unit investment (M) (.)

g. The number of standard deviations from the set of average unit investment cost values to be incorporated in the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, meeting the following criterion.

X = Y − 1 Subject to the restriction:

Y > 0 Where, X = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band.

Y = Minimum number of standard deviations in absolute terms necessary for the unit investment cost to be 0 or negative. Estimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the value of the standard deviation (subsection f); if the result is different from an integer, it is rounded up to the next integer.

If it is not possible to calculate the value of Y, the variable "X" will take the value of 0.

(.)

ix. Definition of the tariff band (.)

. The lower limit of the band consists of using, for the calculation of the rate, the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section viii.) multiplied by the standard deviation (subsection f of section viii.).

(.)" The second calculation option in section viii., "Amount of the unit investment (M)," is eliminated.

Rate-setting methodology for solar photovoltaic plants With the proposed changes, the following sections of the "Methodology for determining reference rates for new private solar photovoltaic generation plants," approved through resolution RJD-034-2015 of March 16, 2015, and published in La Gaceta N.º 60 of March 26, 2015, shall read as follows:

"(.)

3.4 Amount of the unit investment (M) (.)

g. The number of standard deviations from the set of average unit investment cost values to be incorporated in the calculation of the lower limit of the tariff band is calculated, meeting the following criterion.

X = Y − 1 Subject to the restriction:

Y > 0 Where, X = Number of standard deviations to include in the estimation of the lower limit of the tariff band.

Y = Minimum number of standard deviations in absolute terms necessary for the unit investment cost to be 0 or negative. Estimated as the average unit investment cost (subsection e) divided by the value of the standard deviation (subsection f); if the result is different from an integer, it is rounded up to the next integer.

If it is not possible to calculate the value of Y, the variable "X" will take the value of 0.

(.)

3.5 Definition of the tariff band 3.6 (.)

▪ Lower limit: calculated as the value of the average unit investment cost minus the amount corresponding to the number of standard deviations (subsection g of section 3.4) multiplied by the standard deviation (subsection f of section 3.4).

(.)"

II.To consider the response to the positions presented in the public hearing, held on October 26, 2023, as stated in report IN-0070-CDR-2023, of November 7, 2023, and to express gratitude for the valuable participation in this process.

III.To instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed to notify the Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) and the Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) of the response to the positions raised in the public hearing as well as the present resolution, in a single act.

IV.To instruct the Secretaría de Junta Directiva of Aresep to proceed, in accordance with the functions established in the RIOF, to publish this resolution in the official gazette La Gaceta.

V.To instruct the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación to proceed with the consolidation of the rate-setting methodologies for private generation for new wind and solar source plants, and to coordinate with the Departamento de Comunicación Institucional for their dissemination on the institutional website.

VI.To communicate this resolution to the Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, the Dirección General de Atención al Usuario, and the Intendencia de Energía, for the appropriate purposes.

In compliance with what is ordered by Article 245 of the Ley General de la Administración Pública, against this resolution, the ordinary remedy of reconsideration or reposición is admissible, which must be filed within three days starting from the day after notification, and the extraordinary remedy of revision, which must be filed within the deadlines indicated in Article 354 of the cited Law. Both remedies must be filed before the Board of Directors of Aresep, the collegiate body responsible for resolving them.

It takes effect upon its publication in the official gazette La Gaceta.

LET IT BE PUBLISHED, NOTIFIED, AND COMMUNICATED.

TRANSITORY PROVISION. Once the changes in the rate-setting methodologies of the "Model for determining reference rates for new private wind generation plants" (RJD-163-2011) and the "Methodology for determining reference rates for new private solar photovoltaic generation plants" (RJD-034-2015) come into force, the Intendencia de Energía must initiate, ex officio, within a maximum period of 60 calendar days, the process to set rates for each of the rate-setting methodologies, in such a way that the respective expediente is opened, the initial report is issued, and the respective public hearing is convened within the indicated period.

In this case, these settings will be based on the information from the last approved rate setting, adjusting only what pertains to the estimation of the lower band.

El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan las empresas a los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas." A través de dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la Aresep, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.

Nótese que, la observancia y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y obligatoria de parte de los prestadores del servicio público de suministro de energía eléctrica que se encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en cualquiera de sus etapas, de conformidad con las leyes correspondientes.

Y de forma adicional, también se establece que, en los casos que corresponda, las condiciones estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas eléctricas, previa autorización de la Aresep, siempre que no se afecten las condiciones del servicio a terceros.

En igual sentido, resulta aplicable al servicio en cuestión, el "Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica" (Decreto 30065-MINAE) que establece:

"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley Nº7593 (...).

"Artículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº7593." La anterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el artículo 9 de la Ley N.º 7593, debe tener todo prestador de un servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la Aresep (en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas).

Ahora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles para la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica. Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la Aresep fijará las tarifas respectivas.

En este sentido, resulta importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en el dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la Aresep, para la fijación de tarifas del servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés:

"(...) El suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso a) del artículo 5 de la Ley Nº 7593 le otorga competencia a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del suministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión, distribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la ARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación hasta su comercialización (...)".

4.3. Sobre la regulación de la generación privada La Ley de "Generación Eléctrica Autónoma o Paralela", Ley N.º 7200, vigente desde el 18 de octubre de 1990, define en su artículo 1 a la generación autónoma o paralela como la energía producida por centrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que puedan ser integradas al sistema eléctrico nacional, por su parte, el artículo 3 de dicha Ley declara de interés público la compra de Electricidad por parte del ICE, a las empresas privadas.

Además, el artículo 14, establece la potestad de la Aresep para fijar las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense de Electricidad. Citan los artículos 3 y 14 en lo de interés:

"ARTICULO 3.- Interés público.

Se declara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean convencionales".

"ARTÍCULO 14.- Las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense de Electricidad, requieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad1, el que, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los concesionarios afectados." 1 El artículo 9 de la Ley N.º 7593 indica expresamente que "La Autoridad Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley Nº 7200 y sus reformas, del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad".

Por su parte, el "Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela", Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET publicado en el Alcance N.º 72 del Diario Oficial La Gaceta N.º 108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la participación de generadores privados:

"Artículo 3.- Participación: Toda Empresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en participar en la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela para venta al ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I de la Ley 7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía siguiendo los procedimientos que para tal efecto establezca el ICE de conformidad con las disposiciones del presente reglamento. El ICE está facultado para suscribir contratos destinados a la compra de energía eléctrica como parte de su actividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de veinte años. (...)" Además, este Decreto establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a tarifas y precios de compra:

"(...) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de conformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán la compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y sus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada tipo de fuente de energía, con base en modelos de estructuras de costo desarrollados para considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y eficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de fuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos desarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos y el desempeño de las plantas existentes. (...)

Las tarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser fijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo y un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del año, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución prevista de los costos del SEN." (Subrayado no es del original).

Dichas normas, resultan concordantes con el "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone en lo de interés:

"Artículo 22.-Principios generales para las solicitudes de reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito la recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la reposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria eléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para utilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y seguridad del mismo.

Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley N° 7593, a su Reglamento y a este Reglamento." El análisis integral del marco legal que se ha detallado permite concluir que de acuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9 y 31 al 36 de la Ley N.º 7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14, 15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, artículo 6 inciso 16 del RIOF, artículo 14 de la Ley N.º 7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo N.º 37124-MINAET, artículo 23 y 26 del "Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, corresponde a la Aresep fijar los precios y tarifas de dichos servicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios que las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia de los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General de la República.

Además, permite concluir que la Aresep es competente para aprobar y aplicar metodologías tarifarias para la compraventa de energía por parte del ICE a los generadores privados amparados en la Ley N.º 7200 que se basen en los criterios de bandas de precios, como los que se proponen en este informe.

4.4. Sobre la política regulatoria de la ARESEP El 5 de octubre de 2021, mediante la resolución RE-0206-JD-2021, la Junta Directiva de la Aresep aprobó la "Política Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos", cuyo objetivo fundamental es "contar con instrumentos que permitan al ente regulador la prestación óptima de los servicios públicos regulados, mediante normas técnicas, criterios de calidad, metodologías tarifarias, procesos de información y participación social que respondan a los cambios provocados por el contexto económico y social, el ambiente, las tecnologías o las decisiones de política pública que exigen al ente regulador, mejorar tanto sus procesos internos como la interacción con los diferentes elementos del entorno".

Esta Política contiene principios relacionados con la calidad, el servicio al costo, la participación ciudadana, la equidad, la inclusividad, la sostenibilidad, la universalidad, la transparencia y la eficiencia. Tiene como enfoques la independencia, la objetividad, la mejora continua, el diálogo y participación, los derechos humanos, la igualdad de género y la territorialidad.

A su vez, la Política se sustenta en 6 pilares relacionados con:

1. Regulación con enfoque de derechos 2. Regulación para la calidad de los servicios públicos 3. Regulación que promueva la eficiencia 4. Regulación con propósito 5. Regulación comprometida con el desarrollo sostenible 6. Regulación independiente y coordinada con su entorno Estos pilares sustentan los objetivos generales y específicos y los ejes de intervención propios de esta Política. Específicamente se plantean un objetivo general y 6 objetivos específicos, según el siguiente detalle:

Objetivo general:

Orientar estratégicamente el accionar regulatorio hacia la consecución del valor público de la organización permitiendo así la satisfacción de las necesidades de los usuarios y la prestación eficiente de los servicios públicos, incorporando los pilares de aplicación transversal y progresiva en todos los ámbitos de actuación institucional.

Objetivos específicos:

Objetivo 1. Fortalecer el enfoque de derechos en el accionar institucional de manera que permita a los diferentes tipos de usuarios ser parte de la acción regulatoria, mediante la generación de capacidades, provisión de información, mecanismos de participación para su efectiva incidencia, el acceso y el disfrute universal de los servicios públicos en todo el territorio nacional, para el alcance del valor público institucional.

Objetivo 2. Establecer los estándares de calidad en todos los servicios públicos regulados para fortalecer las acciones de fiscalización, coordinación y control para alcanzar la satisfacción de las necesidades de los diferentes tipos usuarios, vigilando por que se cumplan de manera eficiente y gradual las condiciones de cantidad, solidaridad, confiabilidad, continuidad, accesibilidad, oportunidad, buen trato y prestación óptima.

Objetivo 3. Desarrollar una regulación que provea las señales necesarias para llevar la prestación de los servicios públicos hacia la senda de la eficiencia, la eficacia, tanto de manera individual, por sector o industria, considerando el principio de servicio al costo eficiente, la aplicación de enfoques regulatorios comparados y ejercicio de un modelo regulatorio oportuno, apoyado en las mejores prácticas y en la articulación de los instrumentos de política.

Objetivo 4. Implementar un modelo regulatorio para la consecución del valor público, orientado a fines, que considera los riesgos y se base en la evidencia científica disponible, flexible, habilitante, prospectiva que logre anticipar el accionar institucional ante las dinámicas coyunturales del entorno, en un marco de transparencia y rendición de cuentas.

Objetivo 5. Coadyuvar al desarrollo económico, social y ambientalmente sostenible del país, mediante instrumentos regulatorios que respondan a sus necesidades socioeconómicas, que promuevan el resguardo de los recursos naturales y generen acciones contra el cambio climático en la prestación y uso de los servicios públicos, así como la promoción de la innovación en la regulación y la prestación de los servicios públicos que promueva la equidad contemplando las asimetrías territoriales.

Objetivo 6. Fortalecer la independencia, la autonomía y la vinculación con el entorno del ente regulador, de forma tal que la toma de decisiones se realice en apego a criterios técnicos, amparados en la normativa y en defensa de las competencias institucionales mediante roles, responsabilidades, propósitos y objetivos claros sobre las funciones regulatorias propiciando un relacionamiento con el entorno que mejore el impacto de la regulación en los objetivos de desarrollo del país.

Para efectos de la modificación de las metodologías tarifarias que se tramitan, es importante rescatar lo indicado en las siguientes estrategias planteadas en esta Política:

Estrategia 3.1. Promover enfoques regulatorios que incentiven la eficiencia en los prestadores, propiciando tarifas competitivas y accesibles a los usuarios mediante instrumentos regulatorios sustentados técnica y fácticamente, sobre los cuales se pueda realizar la medición de su incidencia e impacto económico.

Estrategia 3.2. Desarrollar una regulación en el marco de un concepto de servicio al costo eficiente de industria.

Estrategia 3.4. Desarrollar una regulación flexible, que facilite la incorporación de las necesidades cambiantes de la sociedad y eventos de fuerza mayor.

Estrategia 4.3. Fortalecer y desarrollar los instrumentos regulatorios mediante una regulación con visión prospectiva que facilite la incorporación de innovaciones tecnológicas, instrumentos flexibles y habilitantes al cambio, considerando las necesidades de la sociedad y eventos de fuerza mayor bajo los principios de proporcionalidad, eficiencia, eficacia, participación, seguridad jurídica, coordinación y transparencia.

Estrategia 5.1. Incentivar mediante diferentes instrumentos regulatorios el uso racional de recursos renovables en la prestación de los servicios públicos, siendo que cuando esto no sea posible, se incentivará el uso eficiente de los recursos no renovables.

Estrategia 5.3. Incentivar, mediante instrumentos regulatorios la innovación y la adopción de tecnologías para alcanzar los objetivos globales de desarrollo sostenible y la generación de acciones contra el cambio climático, descarbonización y la transición energética Estrategia 6.1. Brindar seguridad jurídica a los diferentes tipos de usuarios verificando en cada instrumento regulatorio, el estricto apego al marco jurídico vigente.

Acorde con estos objetivos y estrategias, los cambios propuestos en las metodologías tarifarias buscan promover la eficiencia, la innovación y la flexibilidad, al permitir al ICE pagar tarifas de compra de energía más acordes con la realidad internacional de costos significativa y aceleradamente decrecientes (.)" X.Que del informe IN-0071-CDR-2023, del 7 de noviembre 2023, y que sirve de base para la presente resolución, se extrae la justificación que fundamenta la propuesta de modificación parcial de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, aprobadas por la Junta Directiva de la Aresep, mediante las resoluciones RJD-163-2011, del 30 de noviembre de 2011 y sus modificaciones y RJD-034-2015, del 16 de marzo de 2015.

(.)

5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON ENERGÍA SOLAR Y EÓLICA 5.1. Situación actual del servicio regulado La generación de energía eléctrica se encuentra descentralizada en el sentido que recae sobre múltiples instituciones, generadores privados, empresas municipales, cooperativas, entre otros; que se encuentran distribuidos a lo largo y ancho del país. Los principales generadores de energía eléctrica en Costa Rica son:

· Instituto Costarricense de Electricidad (ICE): Institución autónoma del Estado con el mandato legal de proveer la energía eléctrica que la sociedad requiera para su desarrollo, genera energía eléctrica por medio de proyectos hidroeléctricos, térmicos, geotérmicos, eólicos y solares.

· Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL): Empresa pública de derecho privado, subsidiaria del ICE que posee el 98% de las acciones y el 2% restante está en manos de privados, desarrolla proyectos hidroeléctricos y eólicos para la generación de energía eléctrica.

· Junta Administradora del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC): Institución municipal, genera pequeñas cantidades de electricidad en plantas hidroeléctricas propias.

· Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH): Empresa municipal, cuenta con varios proyectos hidroeléctricos de generación de energía eléctrica.

· Cooperativas de electrificación rural: Se consideran las cooperativas de Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), y COOPEGUANACASTE R.L., corresponden a personas jurídicas de conveniencia y utilidad pública y de interés social regidas por el derecho privado. Estas cooperativas desarrollan proyectos hidroeléctricos, eólicos y solares de generación eléctrica. A su vez estas cooperativas han creado consorcios a partir de la unión de todas o parte de las cooperativas de electrificación rural, tales como el Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) y CONSORCIO CUBUJUQUÍ, R.L., figuras bajo las cuales se ha obtenido financiamiento para el desarrollo de proyectos de generación que les permiten abastecer a los abonados del área de distribución.

· Empresas privadas de generación eléctrica: Se refiere a generadores privados que operan bajo el marco del Capítulo I y Capítulo II de la Ley de Generación Autónoma o Paralela, N.º 7200 y sus reformas. El capítulo I de esta ley autoriza la generación privada a través de fuentes renovables en Costa Rica, limitada a una escala de hasta 20 MW de capacidad instalada máxima por cada empresa; además, el conjunto de proyectos no debe exceder el 15% de la potencia total de las centrales eléctricas que integran el Sistema Eléctrico Nacional, en los gráficos se identifican como "Privadas" y corresponden a empresas privadas sujetas a las tarifas que se determinen con la presente metodología. Mientras el capítulo II de esta ley permite a las empresas privadas generar eléctrica para el Sector Eléctrico Nacional (SEN), siempre y cuando, lo hagan a través de fuentes renovables, en los gráficos se identifican como "BOT"2 y no están sujetas a las tarifas establecidas en la presente metodología.

2 Siglas en inglés de "Build, Operate and Transfer" (en español: construir, operar y transferir).

Al analizar el servicio de generación de energía eléctrica, en el año 2022, el ICE representa el mayor generador del mercado costarricense debido que produce un 68% de la energía eléctrica; por su parte, los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I) representan un 7,28% del total de la generación nacional, revelando la importancia que tienen para la estabilidad y desarrollo del SEN. Esto se observa en el siguiente gráfico.

En general, en el año 2022, la generación de energía eléctrica alcanzó los 12 592,30 GWh3, lo cual constituyó un incremento del 0,42% respecto al año 2021. Sin embargo, para el caso de los generadores privados del Capítulo I de la Ley N.º 7200, se presentó una disminución en la energía eléctrica generada del 16,28%, al pasar de 1 095,09 GWh a 916,84 GWh.

3 Informe anual de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema Eléctrico, 2022 Las principales fuentes de generación de energía eléctrica de los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I) son la eólica, hidro y bagazo, que constituyen el 4,86%, 1,98% y 0,44% del total de energía generada en el SEN. Lo anterior se observa en la siguiente tabla.

Fuente: ICE, Informe anual de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema Eléctrico, 2022 En el año 2022, se presentó una importante contracción en la generación de energía eléctrica con fuentes eólicas y solares respecto al año 2021, con una reducción en la energía generada del 12,97% y 12,31% respectivamente; sin embargo, si se analiza el comportamiento en la generación durante la última década se observa que las fuentes eólicas y solares presentan un incremento relevante en su participación en la generación de energía eléctrica pasando de 528,38 GWh a 1 369,23 GWh y de 0,30 GWh a 8,04 GWh respectivamente.

No obstante, si se analiza el comportamiento en la generación con ambas fuentes durante esta década, se observa que un importante crecimiento entre los años 2012-2018, donde la generación con energía solar y eólica se incrementó en un 3196,67% y un 240,45% respectivamente, pero este comportamiento se modifica a partir del año 2018 (que constituye el pico en la generación de cada una de estas fuentes), dado que en el periodo 2018-2022 se presenta una reducción del 18,7% y 23,94% para las fuentes solares y eólicas respectivamente. Esto se observa en la siguiente tabla.

A pesar de la reducción en la generación con fuentes eólicas y solares presentada en los últimos años, la fuentes eólicas y solares constituyen un 10,87% y 0,06% de la generación nacional, siendo la energía generada por fuentes eólicas la tercera en importancia a nivel nacional, como se observa en el siguiente gráfico.

En relación con la capacidad instalada en placa, las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) poseen 8,44% de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con 290 458 kW, como se observa en el siguiente gráfico.

Cabe resaltar que la distribución por fuente de generación de la capacidad instalada en placa de las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) es de 56,40%, 24,44% y 19,15% para las fuentes eólica, hidro y bagazo respectivamente. No obstante, no toda la capacidad instalada en placa se encuentra contratada, en el caso de las fuentes hidro se encuentra en contrato el 96,89% (53 899 kW), en las fuentes eólicas se encuentra en contrato un 94,58% (154 950 kW) y un 53,24% de la capacidad instalada en placa de bagazo se encuentra bajo contrato. En general, se encuentra bajo contrato el 84,92% de la capacidad instalada en placa de los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I), como se observa en la siguiente tabla.

5.2. Las metodologías tarifarias vigentes Tal y como se indicó en los antecedentes, las actuales metodologías tarifarias aplicables a las plantas de generación privada con fuentes eólica y solar fueron aprobadas según las siguientes resoluciones:

- Resolución RJD-163-201 del 30 de noviembre de 2011 por medio de la cual se aprobó el "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas". Este ha sido modificado mediante las resoluciones RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0119-JD-2022.

- Resolución RJD-034-2015 de 16 de marzo de 2015 por medio de la cual se aprobó de "Metodología para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas".

Ambas metodologías tarifarias plantean como objetivo establecer una banda tarifaria que estimule la inversión privada en este sector y que permite al comprador ofrecer una gama de precios de compra de electricidad con los cuales el oferente pueda obtener los ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión realizada, y obtener una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la actividad de generación de electricidad.

En ambos modelos se establecen los procedimientos y fórmulas para el cálculo de la respectiva tarifa, así como, los requerimientos para implementar el respectivo procedimiento.

En general, ambas metodologías tarifarias plantean en la formulación general del modelo tarifario que el precio se determina mediante la siguiente fórmula:

En donde:

CE = Costos de explotación CFC = Costo fijo por capital P = Tarifa de venta E = Expectativas de venta (cantidad de energía) Esta formulación se desarrolla en la fórmula 1 (despejada) de la metodología tarifaria para plantas eólicas y en la fórmula 2 de la metodología tarifaria para plantas solares fotovoltaicas.

En ambas metodologías tarifarias el precio definido mediante este modelo sirve de base para establecer una banda tarifaria. Las bandas tarifarias se estiman de la siguiente manera:

§ Límite superior: se obtiene como el costo unitario promedio de inversión más una desviación estándar.

§ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión menos el valor de tres desviaciones estándar.

Esto según la sección ix. (Definición de la franja tarifaria) de la metodología tarifaria para plantas eólicas nuevas (RJD-163-2011 y sus modificaciones) y la sección 3.5 (Definición de la banda tarifaria) de la metodología tarifaria para plantas solares fotovoltaicas nuevas (resolución RJD-034-2015).

5.3. Resultados de las metodologías tarifarias vigentes Para poder analizar los resultados de las actuales metodologías tarifarias de generación privada con fuentes eólica y solar fotovoltaica se recopilaron los resultados de algunas de las fijaciones tarifarias efectuadas durante el periodo 2014-2023. En la siguiente tabla se muestra esta información.

Como se observa en el gráfico anterior, en el periodo de referencia (excepto en los últimos años), los precios fijados según las metodologías tarifarias vigentes han venido disminuyendo, siendo que el límite inferior de la banda tarifaria para los generadores privados de energía ha presentado una disminución del 24,6% y 16,0% para las fuentes solar y eólica respectivamente.

Según las últimas fijaciones tarifarias para ambos tipos de fuentes, los precios promedios vigentes actualmente son de 9,7 y 9,9 centavos de dólar por kWh para las tecnologías solar fotovoltaica y eólica respectivamente. En el caso del precio mínimo (banda inferior) las respectivas tarifas son de 5,6 y 6,3 centavos de dólar por kWh respectivamente.

6. JUSTIFICACIÓN DE LOS CAMBIOS PROPUESTOS Como se indicó anteriormente, las metodologías actuales aplican un enfoque regulatorio de bandas tarifarias con un límite inferior acotado por una cantidad fija de desviaciones estándar (3), las cuales eran oportunas en el momento de su implementación; sin embargo, con el desarrollo tecnológico que implica cada vez menores costos de inversión se han evidenciado limitaciones en este enfoque al no lograr reflejar las disminuciones aceleradas de estos costos dentro de los límites de la banda establecida; en otras palabras, la evolución actual de los costos de inversión ha llevado a estos a niveles por debajo del límite inferior de las bandas actuales.

La evolución de los costos de inversión en los proyectos solares fotovoltaicos y eólicos se evidencia en el siguiente gráfico Como se observa en el gráfico anterior, la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA por sus siglas en inglés) establece que entre el año 2010-2021, el costo eléctrico nivelado5 y los costos de instalación de la generación eléctrica por fuentes eólicas (terrestre y marítima) y solares han presentado una disminución constante, lo cual puede implicar que actualmente los consumidores nacionales pueden estar pagando tarifas superiores a lo técnicamente adecuado, lo que afecta el bienestar social del país. Estas diminuciones han sido más aceleradas que las presentadas por otras fuentes de generación renovable, como se muestra en la siguiente tabla.

4 Para más detalles del informe anteriormente aquí resumido, el mismo se puede descargar en el enlace: https://www.irena.org/- /media/Files/IRENA/Agency/Publication/2022/Jul/IRENA_Power_Generation_Costs_2021.pdf?rev=34c22 a4b244d434da0accde7de7c73d8 5 Costo eléctrico nivelado es una metodología estándar para calcular el coste por kilovatio hora para cada tipología de generación eléctrica. Este parámetro contabiliza todos los costes que tiene cada sistema de generación a lo largo de su vida útil (inversiones, combustible, emisiones, operación y mantenimiento, desmantelamiento...) y lo divide entre la producción de energía total, y posteriormente lo actualiza a valor presente.

Al comparar los costos de instalación de las fuentes eólicas (terrestre y marítima) y solares con respecto a otras fuentes renovables se evidencia que las eólicas han presentado una disminución de entre un -35% y un -41%, mientras en las solares la disminución fue de un -82%; este comportamiento no ha sido tan pronunciado en otras fuentes de energía eléctricas renovables. Por su parte, el costo eléctrico nivelado ha presentado reducciones superiores al 60% en el caso de las fuentes eólicas y de un -88% en el caso de la fuente solar.

Cabe resaltar que en el informe Rewenable Power Generation Cost del 2021, se señala que durante el período de 2010-2021 se produjo un cambio significativo en el equilibrio de competitividad entre las energías renovables y las opciones tradicionales de combustibles fósiles y nucleares debido a la disminución de los precios de los módulos, a las mejoras en la eficiencia de los sistemas, a las economías de escala en la fabricación y a la optimización de los procesos; esto se evidencia en el siguiente gráfico.

6 En el informe "Renewable Power Generation Costs" del 2021, IRENA hace un análisis histórico del comportamiento de los costos con base en los datos de costos nivelados y de rendimiento de alrededor de 21 000 proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables alrededor del mundo.

Se concluye de lo anterior que a nivel internacional los costos de generación de energías renovables, incluyendo la eólica y solar, tienden a disminuir con el tiempo debido al avance tecnológico, la escala de producción y la competitividad del mercado.

Al comparar la evolución de los costos y tarifas de las plantas de generación eólica y solar a nivel nacional e internacional, se concluye que:

. Existe una marcada tendencia a la disminución de los costos internacionales: se ha observado una tendencia general a la disminución de los costos de generación de energía renovable, incluyendo la eólica y solar. Esto se debe a avances tecnológicos, economías de escala, mejoras en la eficiencia y una mayor competencia en el mercado.

. Leve tendencia a la disminución de costos en Costa Rica: tanto en la generación solar fotovoltaica como en las eólicas, se observa una tendencia a la disminución de los costos a lo largo del tiempo. Las tarifas de referencia establecidas en las resoluciones muestran una disminución en los límites inferior, superior y promedio en la mayoría de los casos.

. Relativa estabilidad o ligeros incrementos en las tarifas de generación solar fotovoltaica como en las eólicas a nivel nacional en los últimos años: aunque se ha observado una disminución gradual en los costos de generación de energía solar fotovoltaica y eólica, las tarifas de referencia establecidas en las resoluciones muestran una menor variación y desde principios del 2022 se tiene una tendencia al alza de los precios de referencia.

. Diferente comportamiento a nivel internacional y nacional: el comportamiento del costo eléctrico nivelado a nivel internacional (según IRENA) y de las tarifas fijadas por Aresep han evidenciado una magnitud diferente en las disminuciones experimentadas. En el caso de la generación solar fotovoltaica los costos a nivel internacional han disminuido en un 88% en el periodo 2010-2021, mientras que a nivel nacional, las tarifas han disminuido en un 25% en el periodo 2015-2023. En el caso de la generación eólica estos porcentajes son de 68% (periodo 2010-2021) y 16%.

. En general, las fijaciones tarifarias realizadas mediante las metodologías tarifarias actuales conllevan niveles tarifarios promedios y limites inferiores, superiores a los costos nivelados a nivel internacional. Aunque ambos conceptos no son totalmente comparables (en concepto y en la fecha de referencia), si reflejan una limitación importante de las metodologías tarifarias actuales. En el caso de la generación eólica, según las cifras más reciente, mientras el costo nivelado es de $3,3 centavos por kWh, la tarifa promedio es de $9,9 centavos por kWh y el límite inferior es de $6,3 centavos por kWh. En el caso de la generación solar fotovoltaica, el costo nivelado es de $4,8 centavos por kWh, la tarifa promedio es de $9,7 centavos por kWh y el límite inferior es de $5,6 centavos por kWh.

Las conclusiones anteriores podrían tener un impacto en los procesos de contratación de nuevas plantas de generación privada por parte del ICE, al impedir que los generadores privados ofrezcan tarifas acordes con sus verdaderos costos de suministro y que por lo tanto el ICE, y el usuario en última instancia, puedan aprovechar las ventajas de las disminuciones de costos propias del cambio tecnológico.

Lo anterior evidencia que es necesario ajustar las metodologías tarifarias para que permitan reconocer oportunamente estas disminuciones en costos y en última instancia tarifas más competitivas en energía.

Ante la situación actual, se deben analizar alternativas para incorporar dicha eficiencia y reducción de los costos en las metodologías tarifarias de generación con fuentes eólicas y solares. Entre las posibles soluciones se identifican la ampliación del límite inferior de la banda y el establecimiento de una tarifa máxima, ambas alternativas permitidas por la normativa actual, según se analizó en las secciones precedentes.

Por tanto, considerando estas condiciones y los acuerdos 06-50-20323 y 03-63-2023 de la Junta Directiva, se propone ampliar el límite inferior de la banda tarifaria, lo que le permitiría al ICE aprovechar las ventajas de las disminuciones en los costos de operación e inversión, de tal manera que no se limite la posibilidad de trasladar las mejoras en la eficiencia o derivadas del cambio tecnológico a los consumidores finales.

En general, el este enfoque busca proteger a los consumidores de fijaciones ineficientes y no relacionadas con el costo de proveer el servicio, pero sin limitar la posibilidad de que el ICE y los generados privados de energía eléctrica establezcan tarifas que se ajusten a las mejoras en la eficiencia y el desarrollo tecnológico del sector, brindando de esta manera cierto nivel de flexibilidad en los procesos de establecimiento de las tarifas. Esto tendría un impacto positivo en los consumidores y en la economía en general. Esto porque al disminuir los costos de generación, se pueden lograr tarifas eléctricas más competitivas, lo que se traduce en ahorros para los consumidores y en una mayor capacidad de las empresas para ser más competitivas.

Por otra parte, tal como se analizó anteriormente, el marco legal vigente faculta a la Aresep a establecer metodologías tarifarias asociadas tanto con bandas tarifarias como con precio máximo, lo cual aplica tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes.

En la metodología tarifaria para plantas eólicas nuevas también se propone eliminar lo relacionado con la segunda opción para el cálculo de las bandas tarifarias, por resultar innecesario dada la implementación de la contabilidad regulatoria y la información que esta suministra para alimentar la primera de las opciones planteadas en la metodología tarifaria vigente, lo que permite contar con la información necesaria para aplicar adecuadamente esta opción. Además de que esta segunda opción presenta limitaciones, dado que hace depender la fijación tarifaria de fuentes externas no necesariamente representativas de la realidad nacional.

(.)"

XI.Que, con fundamento en los resultandos y considerandos precedentes, lo procedente es: 1. Dictar la modificación parcial de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, aprobadas por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, mediante las resoluciones RJD-163-2011, del 30 de noviembre de 2011 y sus modificaciones y RJD-034-2015, del 16 de marzo de 2015. 2. Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada el 26 de octubre de 2023, lo señalado en el informe IN-0070-CDR-2023, del 7 de noviembre de 2023 y agradecer la valiosa participación en el este proceso. 3. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a notificar a la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) y al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la respuesta a las posiciones planteadas en la audiencia pública así como la presente resolución, en un solo acto. 4. Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, a realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta. 5. Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, para que proceda con la consolidación de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación en la página web institucional. 6. Comunicar la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, para lo que corresponda.

XII.Que en la sesión ordinaria 93-2023, celebrada el 15 de noviembre de 2023, y ratificada el 21 de noviembre de 2023, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico final IN-0071-CDR-2023, del 7 de noviembre de 2023, el oficio OF-0367-CDR-2023, del 7 de noviembre de 2023 y el OF-0719-DGAJR-2023, del 9 de noviembre de 2023 de la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, acuerda dictar la presente resolución tal y como se dispone.

Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N°7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, y sus reformas, en la Ley General de la Administración Pública, N°6227, la Ley N°7200, Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, reformada por la Ley 7508, en el Decreto Ejecutivo N°29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N°7593, y en el "Reglamento interno de organización y funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su órgano desconcentrado" (RIOF); se dispone lo siguiente.

LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS

I.Dictar la modificación parcial de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, aprobadas por la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, mediante las resoluciones RJD-163-2011, del 30 de noviembre de 2011 y sus modificaciones y RJD-034-2015, del 16 de marzo de 2015, de conformidad con lo siguiente:

Metodología tarifaria para plantas eólicas Con los cambios propuestos, léase los siguientes apartados del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-163-2011 y sus modificaciones RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0119-JD-2022, de la siguiente forma:

"(.)

viii. Monto de la inversión unitaria (M) (.)

g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar de conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.

X = Y − 1 Sujeto a la restricción:

Y > 0 Donde, X = Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria.

Y = Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que son necesarias para que el costo de inversión unitaria sea 0 o negativa. Estimada como el costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de la desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a un número entero, se redondea al número entero superior.

Si no fuera posible calcular el valor de Y, la variable "X" tomará el valor de 0.

(.)

ix. Definición de la franja tarifaria (.)

. El límite inferior de la banda consiste en utilizar para el cálculo de la tarifa el valor del costo promedio de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar (inciso g de la sección viii.) multiplicada por la desviación estándar (inciso f de la sección viii.).

(.)" Elimínese de la sección viii. "Monto de la inversión unitaria (M)" la segunda opción de cálculo.

Metodología tarifaria para plantas solares fotovoltaica Con los cambios propuestos, léase los siguientes apartados de la "Metodología para la determinación de tarifas de Referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas", aprobada mediante la resolución RJD-034-2015 del 16 de marzo de 2015 y publicada en La Gaceta N.º 60 del 26 de marzo de 2015, de la siguiente forma:

"(.)

3.4 Monto de la inversión unitaria (M) (.)

g. Se calcula la cantidad de desviaciones estándar del conjunto de valores promedio de costo de inversión unitario a incorporar en el cálculo del límite inferior de la banda tarifaria, cumpliendo el siguiente criterio.

𝑋 = 𝑌 − 1 Sujeto a la restricción:

Y > 0 Donde, X = Cantidad de desviaciones estándar a incluir en la estimación del límite inferior de la banda tarifaria.

Y = Cantidad mínima de desviaciones estándar en términos absolutos que son necesarias para que el costo de inversión unitaria sea 0 o negativa. Estimada como el costo promedio de inversión unitario (inciso e) dividida entre el valor de la desviación estándar (inciso f), en caso de que el resultado sea diferente a un número entero, se redondea al número entero superior.

Si no fuera posible calcular el valor de Y, la variable "X" tomará el valor de 0.

(.)

3.5 Definición de la banda tarifaria 3.6 (.)

▪ Límite inferior: se calcula como el valor del costo unitario promedio de la inversión unitaria menos el monto correspondiente a la cantidad de desviaciones estándar (inciso g de la sección 3.4) multiplicada por la desviación estándar (inciso f de la sección 3.4).

(.)" II.Tener como respuesta a las posiciones presentadas en la audiencia pública, celebrada el 26 de octubre de 2023, lo señalado en el informe IN-0070-CDR-2023, del 7 de noviembre de 2023 y agradecer la valiosa participación en el este proceso.

III.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a notificar a la Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) y al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), la respuesta a las posiciones planteadas en la audiencia pública así como la presente resolución, en un solo acto.

IV.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda, de acuerdo con las funciones establecidas en el RIOF, a realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta.

V.Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, para que proceda con la consolidación de las metodologías tarifarias de generación privada para plantas nuevas de fuentes eólica y solar, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación en la página web institucional.

VI.Comunicar la presente resolución a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, para lo que corresponda.

En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos señalados en el artículo 354 de la citada Ley. Ambos recursos deberán interponerse ante la Junta Directiva de Aresep, órgano colegiado al que corresponde resolverlos.

Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.

PUBLÍQUESE, NOTIFÍQUESE Y COMUNÍQUESE.

TRANSITORIO. Una vez entren en vigor los cambios en las metodologías tarifarias del "Modelo para la determinación de tarifas de referencia para plantas de generación privada eólicas nuevas" (RJD-163-2011) y la "Metodología para la determinación de tarifas de Referencia para plantas de generación privada solares fotovoltaicas nuevas" (RJD-034-2015), la Intendencia de Energía debe iniciar de oficio, en un plazo máximo de 60 días naturales, el proceso para fijar tarifas para cada una de las metodologías tarifarias, de tal forma que se aperture el respectivo expediente, se emita el informe inicial y se convoque a la respectiva audiencia pública dentro del plazo indicado.

En este caso, estas fijaciones se basarán en la información de la última fijación tarifaria que se haya aprobado, ajustando únicamente lo referente a la estimación de la banda inferior.