Amendment to Generation Tariff Methodology — T-UD Rate as MaximumModificación Metodología Tarifaria Generación Eléctrica — Tarifa T-UD como Máxima

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

Note that the observance and application of said Regulation is indispensable and mandatory on the part of the providers of the public electricity supply service who are authorized to offer said service in any of its stages, in accordance with the corresponding laws.

And additionally, it is also established that, where applicable, the conditions stipulated through said Regulation may be expanded and detailed partially or totally 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 to third parties are not affected.

Now, the electricity supply system comprises the set of means and useful elements for the generation, transmission, distribution, and commercialization of electric energy. Depending on the stage in which the electricity supply service finds itself, the intervention of the various participants in the sector will be, and accordingly, Aresep will set the respective tariffs.

In this regard, it is important to mention that the Office of the Attorney General of the Republic (PGR), in opinion C-293-2006, reiterated the competence of Aresep to set tariffs for the public electricity supply service in all its stages. It cites what is of interest:

"(...) 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 Regulatory Authority of Public Services 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 to set tariffs on the public electricity supply service in all its stages, that is, from its generation to its commercialization (...)".

4.3 Regarding maximum tariffs (tarifas máximas) Aresep, as an autonomous institution with legal personality and its own assets, as well as technical and administrative autonomy, fulfills, according to Law No. 7593, a very specific function: to regulate those activities that the legislator has considered public services or regulated services.

Said regulatory function is materialized through the exercise of various powers: tariff-setting, supervisory, regulatory, and sanctioning, provided throughout Law No. 7593.

In this way, Aresep exercises its regulatory function: when it sets tariffs and prices for regulated services; when it defines, through various regulations, the form of tariff calculation and the different conditions of quality, quantity, reliability, continuity, opportunity, and optimal provision that must be met when providing a regulated service; when it supervises the provision of regulated services so that they correspond to the applicable legal system; and when it sanctions those faults against the correct provision of a service.

Said regulatory function, according to one power or another, is exercised according to the will of the legislator with the aim of fulfilling the objectives established in Article 4 of Law No. 7593. Such objectives place Aresep in an objective and neutral position that implies exercising a function of balance between the interests of the users and the providers of regulated services, so that an optimal provision mediates under the conditions of quality, quantity, opportunity, continuity, and reliability necessary to provide optimally.

Now, having referred to the various powers through which Aresep exercises its regulatory function, it is necessary to consider particularly the regulatory power, from which the regulatory entity can develop and implement various regulatory, methodological, and procedural bodies, among others, through which it provides the applicable regulatory approach in each particular case, the essential technical conditions for the provision of regulated services, and the form of tariff calculation.

Said power to establish the conditions for the provision of a public service (such as, for example, tariff calculation) is recognized in Law No. 7593, stating:

"Article 25.- Regulation The Regulatory Authority shall issue and publish the technical regulations, specifying the conditions of quality, quantity, accountability, continuity, opportunity, 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." "Article 29.- Procedures The Regulatory Authority shall formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions to which the tariff and price procedures for public services shall be subject." Such articles provide the power for Aresep, as part of its regulatory functions, to develop regulatory bodies through which it establishes the manner in which public services must be provided, which includes the procedure for calculating the tariffs established in a tariff methodology.

The tariff methodologies, for their part, are defined by the Dictionary of Regulatory Terms as "... an ordered sequence of the procedures used to determine the tariffs of public services; it comprises the definition of the tariff model, the deadlines and values of the standards, parameters, and indicators of the service, seeking the simulation of a sustainable model company." In this way, tariff methodologies are understood as a regulatory instrument for calculating tariffs.

7593 sets forth various parameters or general criteria to be met by Aresep when determining said tariff methodologies, so that, through them, the setting of tariffs that allow the provision of public services under conditions of quality, quantity, reliability, continuity, opportunity, and optimal provision is sought, ensuring compliance with the principle of service at cost and financial equilibrium.

Said Article 31 provides:

"Article 31.- Fixing of tariffs and prices To set the tariffs and prices of public services, the Regulatory Authority shall take into account the model productive structures for each public service, according to the development of knowledge, technology, service possibilities, the activity in question, and the size of the providing companies. In this latter case, the promotion of small and medium-sized companies shall be sought. If there is proven impossibility to apply this procedure, the particular situation of each company shall be considered.

The criteria of social equity, environmental sustainability, energy conservation, and economic efficiency defined in the National Development Plan shall be central elements for setting the tariffs and prices of public services. Fixings that threaten the financial equilibrium of the public service providing entities shall not be permitted.

The Regulatory Authority shall 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 fixings carried out by the Executive Branch, and any other variable that the Regulatory Authority considers pertinent.

Likewise, when setting the tariffs for public services, the following aspects and criteria must be contemplated, when applicable:

• a)Guarantee financial equilibrium.
• b)The recognition of the cost schemes of the different project financing contracting mechanisms, their special forms of payment, and their effective costs; among them, but not limited to, type B schemes: (build and operate, or build, operate, and transfer, BOO), as well as operating leases and/or financial leases, and any others that are regulated.
• c)The protection of water resources, costs, and environmental services (servicios ambientales)." The preceding article, which is complemented by Article 15 of the Regulation to Law No. 7593, Decree No. 29732-MP, largely guides the development of tariff methodologies, which must include clear and indispensable aspects so that the form of calculation established seeks to obtain tariffs that promote efficiency and quality in the provision, while the provider receives a competitive retribution.

Similarly, Article 36 of Law No. 7593 provides the procedure to be followed to legally enable the application of such tariff methodologies or their modifications, having to undergo a period of citizen participation, through their disclosure in a public hearing, so that any interested party can comment on them, prior to their approval and application.

"Article 36.- Matters to be submitted to public hearing For the matters indicated in this article, the Regulatory Authority shall convene a hearing, in which persons with a legitimate interest may participate to express themselves. To that end, the Regulatory Authority shall order the publication in the official gazette La Gaceta and in two nationally circulated newspapers, of the matters listed below:

• a)Applications for the ordinary setting of tariffs and prices for public services.
• b)Applications for authorization of electric power generation in accordance with Law No. 7200 of September 28, 1990, amended by Law No. 7508 of May 9, 1995.
• c)The formulation and review of the standards indicated in Article 25.
• d)The formulation or review of price and tariff setting models, in accordance with Article 31 of this Law.

For these cases, anyone with a legitimate interest may present their opposition or coadjuvancy, in writing or orally, on the day of the hearing, at which time they must record the exact place or fax number, for notification purposes by Aresep. At said hearing, the interested party must present the factual and legal reasons they consider pertinent. (.)" In this way, not only the methodologies or their modifications must be submitted to the respective public hearing, but also any regulation prepared under Article 25 transcribed above.

Said regulatory power described above has been discussed and recognized by the Office of the Attorney General of the Republic (PGR), which has indicated:

"Under the norm transcribed, ARESEP is legitimized to issue and publish technical regulations specifying the conditions of quality, quantity, accountability, continuity, opportunity, and optimal provision with which public services must be supplied (Article 25). Furthermore, to formulate and promulgate the definitions, requirements, and conditions to which the tariff and price procedures for public services shall be subject (Article 29). And within these definitions, undoubtedly, are the tariff adjustment models, which ARESEP must develop and apply based on the modification of variables external to the administration of the service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, salary fixings carried out by the Executive Branch, and any other variable it considers pertinent (Article 31, third paragraph)." The highlighting is not from the original. Opinion C-416-2014 of November 24, 2014.

In this way, the existence of said regulatory power of Aresep should not be questioned, as from Law No. 7593, the need emerges for the regulatory entity to develop the regulatory bodies, often technical, that guide the provision and regulation of public services.

Now, when exercising said regulatory power, Aresep has some essential aspects to consider from the perspective of Law No. 7593, so that, finally, through the application, for example, of tariff methodologies, tariffs are set under certain conditions and that allow for a specific regulatory purpose.

Among those purposes that should be aspired to with the tariff methodologies is compliance with the principle of service at cost, the financial equilibrium of the provider, and economic efficiency in the provision. All these purposes, viewed in harmony, allow both the provider and the user to interact with a public service provided under the conditions each requires.

Likewise, the Regulatory Policy of Aresep, approved through resolution RE-0206-JD-2021 of October 5, 2021, and published in Alcance No. 209 to La Gaceta No. 199 of October 15, 2021, and which will be detailed in the following sections, emphasizes some transcendental aspects to consider when defining methodologies as part of Aresep's regulatory functions, so that tariff methodologies, among other regulatory bodies, must also be in tune with the objectives, general and specific, provided in said Regulatory Policy, needing to seek regulatory approaches that allow quality and efficiency in the provision of public services, in consonance with the financial equilibrium of the provider. It has been established thus in the mentioned Policy:

"Likewise, seeking to reinforce the actions of Aresep aimed at developing, reviewing, and maintaining regulatory instruments that take on the technological challenges of the reality being regulated and that allow a setting of tariffs and prices based on the application of the principle of service at cost, which allows both financial equilibrium and affordable tariffs and prices. The concept of financial equilibrium mentioned in Article 31 of Law 7593 will be understood as that efficient financial equilibrium resulting from the application of regulatory models that promote the efficiency of the industry and therefore of the provider, such as those of model productive structure, or through comparative evaluation (benchmarking, yardstick) and price caps among others." Page 149.

Likewise, said Regulatory Policy proposes a more integral understanding of what the principle of service at cost should regulatorily mean, incorporating a concept consistent with Law No. 7593. Thus, it indicates that said principle refers to the "Conditions on the manner of setting tariffs and prices for public services, so that only the costs necessary for the provision of quality public services are contemplated in accordance with the established technical standards and standards, universal (inclusive), and environmentally sustainable, maintaining a direct relationship with efficiency criteria within the framework of an industry and that allow a competitive retribution and guarantee the adequate development of the activity." Page 156.

The foregoing are some of the aspects that Aresep must consider when developing tariff methodologies, so that through the tariffs it sets, such efficient financial equilibrium is sought, which also fosters quality public services, among other necessary conditions.

As has been stated, both Law No. 7593, its regulation, and the Regulatory Policy of Aresep provide core regulatory aspects that must be observed and complied with when developing regulatory instruments, and above all, tariff methodologies. However, likewise, it is possible to identify that those aspects provide general lines that must be technically detailed and translated into the form of calculation defined.

That is to say, there is no greater legal or technical reference in such regulatory bodies on how Aresep should develop tariff methodologies and models, since each instrument depends on each particular case, the market conditions, and the regulated sector, as well as the regulatory approach that is technically believed to be most convenient to seek to comply with the regulatory aims and principles sought.

Given the foregoing, it is necessary for Aresep to rely on the technical autonomy that has been provided to it since Article 1 of Law No. 7593, according to which it can make decisions with discretion (considering the provisions of the National Development Plan, sectoral plans, and current sectoral policies) related to the exercise of its regulatory competences, provided it respects the principle of service at cost and seeks efficient financial equilibrium, and likewise, bases itself on science and technique according to Articles 15, 16, and 160 of the LGAP.

Regarding said technical autonomy, the PGR has stated:

"As an autonomous institution, ARESEP enjoys the autonomy regime provided in Article 188 of the Political Constitution. But unlike other autonomous entities, the law is responsible for stating that the Authority shall have autonomy regarding the Executive Branch with respect to the fulfillment of its attributions. Functions which are none other than the regulation of the public services listed in Article 5 of its Law. This implies that the Executive Branch may not issue directives directly related to the attributions of ARESEP. The exception refers to the exercise of the regulatory function." The highlighting is not from the original. Opinion C-102-2006 of March 7, 2006.

In this way, the fulfillment of the regulatory functions as they have been established by Law No. 7593 remains within the scope of the discretionary decision of Aresep, taking into account that, as stipulated by Article 15 of the LGAP, said discretion must be subject to the limits imposed by the legal system expressly or implicitly, to ensure that its exercise is efficient and reasonable.

Likewise, starting from said limits established by the legal system on the exercise of that discretion, it is equally necessary to consider that Article 16 of the LGAP establishes the observance of science or technique, or of elementary principles of justice, logic, or convenience.

It is for the foregoing that, in the absence of a greater legal provision, Aresep, within the limits of its technical discretion, must rely on its technical experience and specialized knowledge to issue acts that are supported by sufficient technical-regulatory analyses to seek the fulfillment of the established functions.

The First Chamber of the Supreme Court of Justice has repeatedly recognized that technical discretion of Aresep, alluding to the development of tariff methodologies, by stating in judgment No. 355-F-S1-2012 of March 15, 2012, the following: "It could be said then, while it is true that this authority has technical discretionary power to establish the calculation models, in accordance with the procedure provided by law, the same does not apply to the setting of tariffs." In greater detail, the same Chamber stated in judgment No. 001687-F-S1-2012, of December 13, 2012, the following:

"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 principle of service at cost). 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 discretion is for choosing, in a first stage, between one or several technical methods that will be those applied at a second moment after their formalization (in the procedure itself)." The highlighting is not from the original.

Echoing the line established by the Chamber regarding the technical discretion of Aresep, the Administrative Litigation Court, Section II, has likewise stated in resolution No. 00273-2013 of October 30, 2013, the following:

". it is thus fitting to reaffirm, in the sense that Law 7593 empowers or provides a broad framework of action for ARESEP to bring into reality the premises of service at cost and determination of the fair price, which, in contrast to rate-setting at the request of concessionaires that seek the operator's financial equilibrium where ARESEP will only have as much discretion as it has self/imposed at the time of determining the valuation methodology to follow, therefore, it is said and has been confirmed in the jurisprudential corridor, in this phase of adjustments requested by the concessionaires, the discretion of the resolving Administrative Authority would allow choosing between several analysis methods, but on the condition that all of them have been provided for in advance and normatively by the established procedure and once these are defined and as a result of the administrative principles of legality and self-binding, said entity would be constrained to its own formalized conduct and to the results that methodology yields. This has already been reviewed and repeatedly confirmed in the judgments of the First Chamber, as has been set forth." The highlighting is not from the original.

According to what has been jurisprudentially established, the technical discretion that Aresep enjoys to design tariff methodologies and models arises from the broad framework of action granted by Law No. 7593, from which it is expected that it will propose instruments seeking to fulfill the premises of service at cost and efficient financial equilibrium, being able to choose between several methods or regulatory approaches, and available forms of calculation, in each particular case and as is technically and regulatorily convenient.

Now then, as has been seen, there are various regulatory approaches among which Aresep can select the most suitable for a specific tariff methodology; however, the doctrinal and practical development of such approaches lies in the purely technical sphere and not in the legal one, and the reasons why the chosen approach adheres to the univocal rules of science and technique, or to elementary principles of justice, logic, or convenience (Article 16 LGAP) must be justified from this specific perspective, insofar as said selection is discretionary, as has been stated.

The legislator, depending on its will, could stipulate the possible regulatory approaches among which the regulatory body may decide, depending on the public service referred to; however, this is not always established, leaving it to the technical decision of the regulator, who, even if the law does not provide for the possible approaches, equally has the obligation to choose one and the discretion to do so.

In this regard, the PGR has indicated:

"(.) As long as the legislator has not established a specific methodology for setting tariffs and, on the contrary, has empowered ARESEP to set the corresponding criteria, the choice of methodology is not, in strict law, a problem proper to Legal Science, but one of a technical nature. It matters, however, that the chosen methodology allows the realization of the principle that must govern tariff setting. From that point of view, the Attorney General's Office considers that as long as it is technically determined (an aspect which, as is understood, does not depend on legal criteria) that the marginal cost methodology does not violate the principles and criteria established in Law No. 7593 for setting tariffs, that methodology may continue to be used by the Regulatory Authority for the exercise of its competence. It should be recalled that in opinion No. 257-95, the Attorney General's Office had already indicated that it corresponds to the Administration, i.e., ARESEP, 'with strict adherence to the principles and rules of economic science, to select the elements to determine the "marginal cost of production" of electrical energy, which ensures the optimal allocation of resources and, from that perspective, the maximum satisfaction of collective welfare.' So it had already been clarified that these technical elements are not within the purview of this Advisory Body. The foregoing could be extended to hold that in the choice and application of any methodology, the Regulatory Body must abide by the law and the technical criteria, which in any case may be an element to determine the regularity of its actions, as derived from Article 16 of the General Law of Public Administration. (.)". Opinion C-348-2001, of December 17, 2001.

In this way, it is clearly stipulated that it is from the technical sphere from which the decision to consider one or another tariff modality should arise in each particular case, and the absence of an express legal provision in this regard is no impediment to this, provided that the precepts of Law No. 7593 are respected.

For its part, the Sectoral Regulation for Electric Services, Executive Decree No. 29847-MP-MINAE-MEIC, in relation to the electric energy supply service—at any of its stages—provides the following:

"Article 23. Application. Tariff-setting requests must conform to Law No. 7593, its Regulation, and this regulation.

Based on the principles, objectives, and obligations established in Law No. 7593, the Regulatory Authority shall approve and control the optimal level of revenues, the tariff structure, and the prices and tariffs of the services, which allow for optimal operation, economic efficiency, supply of the service at acceptable quality levels, expansion and improvement of the service; at the lowest cost and in accordance with the market needs of the electric energy services; being able to use methodologies of price caps with or without incentives and penalties, price bands, comparison with efficient parameters, or any other methodology that the Regulatory Authority considers convenient to fulfill its functions. The methodologies for setting tariffs must necessarily contemplate maximum limits, established in accordance with the behavior of tariffs in a group of countries with which Costa Rica competes in international trade and in attracting investments. That group of countries shall be defined by ARESEP, after consulting with the Ministry of Foreign Trade." The highlighting is not from the original.

Again, without prejudice to the technical decisions of the regulatory body, the regulations foresee different approaches to consider for defining the tariff methodologies applicable to the electric energy supply service, at any of its stages, referring to price caps, price bands, and comparison with efficient parameters, and leaving open the possibility for Aresep to consider any other as convenient.

The foregoing are two examples in which the possible approaches to be used by Aresep when defining tariff methodologies are regulated; however, without prejudice to whether there is an express provision or not, the regulatory competences of Aresep under Law No. 7593 are maintained, being able to technically define in each particular case the one it considers most supported and convenient.

4.4 On Related Public Policies The National Public Development and Investment Plan 2023-20261 establishes as one of its fundamental proposals in the energy and environment sector that of "Raising efficiency in the use of all energy sources"2, including electricity among them. In more detail, within the sectoral objectives of this sector, the following is included:

1 PNDIP 2023-2026 Main.pdf - Google Drive 2 Ibidem, p. 62.

"Improve the country's energy intensity and the use of renewable energies through energy efficiency, the electrification of the energy matrix, and bioenergy, contributing to the reduction of emissions."3 3 Ibidem, p. 63.

On the other hand, the National Decarbonization Plan 2018-20504 establishes within the short, medium, and long-term goals and actions for the decarbonization of the Costa Rican economy, the following Strategic Axes:

4 PLAN-NACIONAL-DESCARBONIZACION.pdf (cambioclimatico.go.cr) . Axis 4 - Consolidation of the national electrical system with the capacity, flexibility, intelligence, and resilience necessary to supply and manage renewable energy at a competitive cost.

. Axis 5 - Development of buildings for various uses (commercial, residential, institutional) under high-efficiency standards and low-emission processes.

. Axis 6 - Modernization of the industrial sector through the application of electric, efficient, and sustainable processes and technologies of low and zero emissions.

Specifically, in Axis 4, this Plan establishes within the Change Actions Activity 4.1.4 "Design an Investment Climate Improvement Plan" that includes the "(.) Review of tariff structure schemes". Additionally, within the Actions related to "Promoting energy efficiency," it proposes activities linked to "Stimulating energy efficiency in macro-consumers" and "Adapting tariffs for the promotion of energy efficiency"5.

5 Ibidem, Pg., 44.

For its part, Executive Decree No. 43366-MINAE6, through which the "Policy for the utilization of surplus resources in the National Electrical System for the development of a green hydrogen economy" was formalized, establishes that:

6 La Gaceta No. 2 of January 6, 2022.

"Article 1. The 'Policy for the utilization of surplus resources in the National Electrical System for the development of a green hydrogen economy' is formalized, which has the objective of promoting and incentivizing a green hydrogen economy in Costa Rica through the establishment of guidelines for the development of a flexible regulatory framework by the Public Services Regulatory Authority (ARESEP), which facilitates distribution companies to take advantage of the surpluses of the SEN, through their commercial management." In turn, this Policy proposes as Strategic Guidelines:

. "Establish flexible and appropriate regulatory instruments that seek to incentivize incremental demand in the utilization of existing resources in the National Electrical System (SEN).

. Foster the absorption of SEN surpluses through the operational and commercial management of surpluses by the distribution companies.

. Develop the instruments and monitor compliance with the policy." Additionally, this Policy establishes as a management model that "ARESEP will provide a flexible and enabling regulatory framework for the utilization of SEN surpluses in the development of a green hydrogen economy in Costa Rica and the implementation of the National Decarbonization Plan." 4.5 On the regulatory policy of Aresep On October 5, 2021, through resolution RE-0206-JD-2021, the Board of Directors of Aresep approved the "Regulatory Policy of the Public Services Regulatory Authority," whose fundamental objective is "to have instruments that allow the regulatory body 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 body to improve both its internal processes and interaction with the different elements of the environment." This Policy contains principles related to quality, service at cost, citizen participation, equity, inclusiveness, sustainability, universality, transparency, and efficiency. Its approaches include independence, objectivity, continuous improvement, dialogue and participation, human rights, gender equality, and territoriality.

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

1. Regulation with a rights-based approach 2. Regulation for the quality of public services 3. Regulation that promotes efficiency7 7 Ibidem, Table 7, Pg. 31 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 Policy. Specifically, one general objective and 6 specific objectives are proposed, according to the following detail:

General objective:

Strategically guide regulatory action towards the achievement of the organization's public value, thereby allowing the satisfaction of users' needs and the efficient provision of public services, incorporating the pillars in a transversal and progressive manner in all areas of institutional action.

Specific objectives:

Objective 1. Strengthen the rights-based approach in institutional action so as to allow the different types of users to be part of the regulatory action, through the generation of capacities, provision of information, participation mechanisms for their effective incidence, access, and universal enjoyment of public services throughout the national territory, for the achievement of 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 the different types of users, ensuring that the conditions of quantity, solidarity, reliability, continuity, accessibility, opportunity, good treatment, and optimal provision are met efficiently and gradually.

Objective 3. Develop regulation that provides the necessary signals to lead the provision of public services towards the path of efficiency and effectiveness, both individually and by sector or industry, considering the principle of efficient service at cost, 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 the achievement of public value, purpose-oriented, that considers risks and is based on available scientific evidence, flexible, enabling, prospective, capable of anticipating institutional action in the face of the environment's conjunctural dynamics, within a framework of transparency and accountability.

Objective 5. Contribute to the country's economically, socially, and environmentally sustainable development, through regulatory instruments that respond to its socioeconomic needs, promote the safeguarding 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 the regulation and provision of public services that promotes equity, considering territorial asymmetries.

Objective 6. Strengthen the independence, autonomy, and linkage with the environment of the regulatory body, 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 regarding 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 methodology being processed, it is important to highlight what is indicated in the following strategies proposed in this Policy:

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

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

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

Strategy 4.3. Strengthen and develop regulatory instruments through regulation with a prospective vision that facilitates the incorporation of technological innovations, flexible instruments, and enabling 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, and when this is not possible, the efficient use of non-renewable resources will be incentivized.

Strategy 5.2. Incorporate into regulatory instruments the conditions for environmental sustainability and the socioeconomic development needs of the population and territories in their different conditions.

Strategy 5.3. Incentivize, through regulatory instruments, innovation and the adoption of technologies to achieve global sustainable development objectives and the generation of actions against climate change, decarbonization, and energy transition.

Strategy 6.1. Provide legal certainty to the different types of users, verifying in each regulatory instrument strict adherence to the current legal framework. (Highlights are not from the original) In accordance with these objectives and strategies, the proposed changes in the tariff methodology seek to promote competitiveness, efficiency, innovation, and flexibility, by allowing ICE to charge tariffs more in line with the national and international economic reality, the evolution of the economy, and the objective of attracting investments through more competitive tariffs.

(...)"

VIII.That from report IN-0013-CDR-2023 of March 8, 2023, which serves as the basis for this resolution, the justification that grounds the proposal for a partial modification of the "Ordinary Tariff Methodology for the Electric Energy Generation Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives," resolution RJD-141-2015, of July 27, 2015, is extracted, which indicates:

"(...)

5. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC ELECTRICITY GENERATION SERVICE 5.1 Current situation of the regulated service Electricity generation is decentralized in the sense that it falls upon multiple institutions, private generators, municipal companies, cooperatives, among others; which are distributed throughout the length and breadth of the country.

The main electricity generators in Costa Rica are:

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

. Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL): Public company under private law, a subsidiary of ICE which owns 98% of the shares and the remaining 2% is held by private parties; it develops hydroelectric and wind projects for electricity generation.

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

. Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH): Municipal company, has several hydroelectric electricity generation projects.

. Rural electrification cooperatives: Includes the cooperatives of Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), and COOPEGUANACASTE R.L.; they correspond to legal entities of public convenience and utility and of social interest governed by private law. These cooperatives develop hydroelectric, wind, and solar electricity generation projects. In turn, these cooperatives have created consortiums 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., under which financing has been obtained for the development of generation projects that allow them to supply the subscribers in the distribution area.

. Private electricity generation companies: Refers to private generators operating under the framework of Chapter I and Chapter II of the Autonomous or Parallel Generation Law, No. 7200 and its reforms. Chapter I of this law authorizes private generation through renewable sources in Costa Rica, limited to a scale of up to 20 MW of maximum installed capacity per company; additionally, the set of projects must not exceed 15% of the total power of the power plants that make up the National Electrical System; in the graphs, they are identified as "Private" and correspond to private companies subject to the tariffs determined with this 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 graphs, they are identified as "BOT"8 and are not subject to the tariffs established in this methodology.

8 English acronym for "Build, Operate and Transfer" (in Spanish: construir, operar y transferir).

When analyzing the electricity generation service, in the year 2022, ICE represents the largest generator in the Costa Rican market because it produces 68% of the electricity; CNFL represents 4.03%, municipal companies generate 2.71%; while cooperatives and Coneléctricas generate 5.93%. The rest of the generation is carried out by private companies, Law No. 7200 Chapter I and II, with 7.28% and 12.05% respectively. This is observed in the following graph.

Graph 1. Percentage of electricity generation by company, 2022 In general, in the year 2022, electricity generation reached 12,592.30 GWh9, which constituted an increase of 0.42% compared to the year 2021. However, the behavior has been differentiated according to provider; in the case of ICE and CNFL, generation increased by 4.2% and 1% respectively, while the rest of the cooperatives and municipal companies presented decreases of between 5.13% and 16.61%, as observed in the following table.

9 Annual generation and demand report of the Electric System Operation and Control Division, 2022 Table 1. Volume of electricity generation by company and generation source for the years 2021 and 2022

In the year 2022, hydro sources represent 75.04% of national generation, being the most important energy source nationally, followed by geothermal and wind sources with 12.85% and 10.87% respectively; finally, solar, bagasse, and thermal sources together represented less than 1.5% of national generation, this is observed in the following graph.

Graph 2. Distribution of electricity generation by source type, 2022 It is worth noting that generation with hydro sources remained relatively stable during 2022, as it only increased by 1.76% compared to the previous year; however, if the behavior in generation over the last decade is analyzed, it is observed that hydraulic sources have presented an increase in their participation from 7,233.2 GWh to 9,448.7 GWh during the 2012-2022 period, which represents an increase of 30.63%.

For its part, geothermal generation presented an increase of 1.05% in the year 2022, while between the years 2012-2022, generation went from 1,402.61 GWh to 1,618.69 GWh, representing an increase of 15.4%. Wind generation showed an important reduction in electricity generation during 2022, presenting a decrease of 13%, but during the years 2012-2022, generation went from 528.38 GWh to 1,369.23 GWh, representing an increase of almost 160%. This is observed in the following table.

Table 2. Electricity generation by source type, 2012-2022

In relation to nameplate installed capacity, ICE presents 67.36% of the capacity of the National Electrical System (SEN) with 2,317,880 kW, while municipal companies and cooperatives represent 13.8% with 474,935 kW; the remaining percentage is generated by private companies, as observed in the following graph.

Graph 3. Distribution of installed capacity by company, 2022 Source:

5.2 The current tariff methodology As indicated in the background, the current tariff methodology applicable to the electricity generation of ICE, CNFL, municipal companies, and cooperatives is the one approved through resolution RJD-141-2015 of July 27, 2015, called "Ordinary tariff methodology for the electricity generation service provided by public operators and rural electrification cooperatives." This tariff methodology uses the rate of return approach and proposes as an objective to systematize and formalize the set of methods in a detailed, rigorous, and clear manner, with the purpose of providing more transparency to tariff-setting procedures and, in turn, establishing the percentage adjustment required to compensate for the change in costs and demand.

In general, the tariff methodology states that the tariff must be sufficient to generate the revenues that allow the operator to cover the total costs associated with the regulated service—under established quality conditions—and also guarantee an amount on the invested capital, called return for development (rédito para el desarrollo), which depends on the rate of return (tasa de rédito) and the tariff base (base tarifaria), in the following manner (formula 1):

𝑰𝑻 = 𝑪𝑶𝑴𝑨 + (𝑹 ? 𝑩𝑻) Where:

IT = Total revenues. Includes revenues from energy sales and other revenues generated by the operators as a result of the service.

COMA = Total costs and expenses of operation, maintenance, and administration, as well as other costs incurred by the operators to provide the service.

R = Rate of return for development BT = Tariff base. Total value of the average Revalued Net Fixed Assets in Operation (AFNORP) and Working Capital.

The difference between the total revenues required for the adjustment period and the revenues estimated for the adjustment period with the current tariffs (?𝐼𝑇), allows estimating the tariff adjustment percentage based on the estimated sales revenues, as observed below (formula 6).

Where:

%IT = Required percentage adjustment in local sales revenues.

?IT = Required adjustment or change in local sales revenues from the electricity generation service.

Iv = Revenues from sales of energy and power to local users, estimated for period t+1 with the current generation tariffs. ID = Revenues from sales to the own distribution service estimated for period t+1 with the current generation tariffs.

The estimation of energy sales revenues is obtained by multiplying the specific current tariff per company and the estimated energy sales per company or client for period t+1; while power sales are obtained as the product of the corresponding generation tariff and the estimated power. It is worth noting that, for the estimation of these sales revenues, the current generation tariff per kW is used for each type of tariff (T-CB: Sales to ICE distribution and CNFL, S.A., T-SG: Generation System or T-UD: Direct users of the ICE Generation service, or failing that, the corresponding generation tariff) per hourly period and season. This is specified in formulas 12 and 13 of section 2.1.1 called "Revenues from sales to other distribution companies and from sales to the own distribution service." In turn, this methodology contemplates liquidations of revenues and expenses, so that the differences between the estimated values for these variables that are considered in the calculation of the tariff adjustment and the real values identified during the period in which the tariff adjustment was in effect are identified.

It is important to highlight that the tariff methodology only sets forth the manner in which the percentage adjustment in tariffs is calculated, without defining how tariffs are calculated (their level or structure); and although it also does not directly indicate that these are single or point tariffs (tarifas puntuales), this is clear because it refers in the singular to the term tariff that must be calculated for each tariff type and consumption block (time-of-use period and season).

In this regard, if the goal is to establish tariffs that are maximum, the tariff methodology must enable this modality, for which this modification is proposed.

6. JUSTIFICATION OF THE PROPOSED CHANGES As previously indicated, the current methodology applies a rate-of-return regulatory approach with point tariffs (tarifas puntuales) for each element of the tariff structure; however, in order to promote investment attraction, economic growth, incentivize consumption, and provide the operator with greater tariff flexibility, a modification to the tariff methodology is proposed to convert the direct user tariffs (T-UD) into maximum tariffs (tarifas máximas). This tariff only applies to the energy and power consumption of users under the T-UD tariffs, and the parties may agree on the final price, provided that it is equal to or less than the maximum tariff established by ARESEP.

The main reason for the modification is to provide the electricity generation service provider with the possibility of granting better conditions to direct users to promote incremental consumption, attract new investments, and foster an increase in the energy generator's revenues, which, ultimately, can translate into better tariffs for all users of the generation system, thus producing positive effects on the country's competitiveness.

The possibility of granting better conditions contributes to increasing the degree of national competitiveness because, among other reasons, companies can access electric energy at a lower cost and, simultaneously, companies meet their energy needs with electricity from a country whose energy matrix is based on electricity generation from renewable sources, which makes the country more attractive for receiving investments.

It is worth noting that the increase in investments generates important contributions to national well-being, such as job creation, the development of productive linkages, greater economic growth for the country and the national gross domestic product (GDP), and, depending on the type of investments, a modernization and diversification of the national productive structure is achieved.

On the other hand, renewable hydrogen or green hydrogen is produced through the splitting of water into hydrogen and oxygen using renewable energy sources (like the majority of electricity generated in Costa Rica), by means of a process called electrolysis. It is now generally accepted that this technology is fundamental for the decarbonization of the economy, mainly in transportation, which is the main sector consuming polluting energies in the country. In this sense, it is considered important to incentivize electricity consumption for this use through flexible tariffs, as established by the respective public policies.

With these objectives in mind, the proposal is to establish maximum tariffs (tarifas máximas) because they allow a high degree of flexibility in the final price agreements between the provider and the users of the T-UD tariffs, therefore granting the provider the possibility of conditioning improvements in the sale prices of energy and power upon an increase in consumption, so that the economic stability of the provider is not jeopardized.

The application of the maximum tariffs (tarifas máximas) will be limited to direct users because the retention, expansion, and attraction of this type of users generate a significant positive impact on the national economy; therefore, for the sake of the country's economic development, the incorporation of T-UD users into the maximum tariff (tarifa máxima) regulatory approach is proposed in the first instance.

In summary, the proposal offers the following advantages:

. Allows greater flexibility when establishing the tariff for the sale of energy and power to direct users (T-UD), facilitating the technical and commercial management of the provider.

. Promotes the competitiveness of the sector and the attraction of investments that generate diverse contributions to national well-being, among which job creation, development of productive linkages, and greater growth of the national gross domestic product (GDP), among others, can be mentioned.

. Allows tariff improvements to be conditioned upon an increase in consumption, so that the economic stability of the provider is not jeopardized. In turn, it facilitates the placement of energy surpluses that, in other situations, could not be sold, contributing to the efficient use of the electrical resource.

. Fosters the decarbonization of the economy.

. Fosters an increase in the energy generator's revenues, which, ultimately, can translate into better tariffs for all users of the generation system.

. Ultimately, it seeks to increase social well-being through the use of this tariff mechanism.

The conditions for the application of this tariff are the following:

. Applies only to T-UD users of the ICE generation system and to customers connected at medium voltage, the latter with a specific energy use for the development of a green hydrogen economy in Costa Rica, in accordance with the provisions of Executive Decree No. 43366-MINAE, Policy for the utilization of surplus resources in the National Electric System for the development of a hydrogen economy.

. Applies to all consumption by T-UD users of the ICE generation system; the possibility of agreeing on different final prices is enabled, in order to optimize energy and power consumption and maximize the provider's revenues.

. Corresponds to a maximum tariff (tarifa máxima); therefore, the parties may agree on the final price, provided it is equal to or below the maximum tariff established by ARESEP.

. The maximum tariff is applied to each of the energy and power prices by time-of-use period and season (when applicable) established in the tariff schedule (pliego tarifario).

. It is the provider's prerogative to define the commercial and technical rules by which the final price will be established, based on objective elements of public policy, such as the national and sectoral goals of the current "National Public Development and Investment Plan" ("Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública"), the "National Decarbonization Plan" ("Plan Nacional de Descarbonización"), and the "Policy for the utilization of surplus resources in the National Electric System for the development of a green hydrogen economy" ("Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde"), as well as the "Regulatory Policy" ("Política Regulatoria") issued by the Board of Directors of ARESEP; guaranteeing non-discrimination among users with the same conditions in accordance with Law No. 7593.

(...)"

IX.Based on the findings (resultandos) and recitals (considerandos) set forth above, the appropriate course of action is: 1-To issue the partial modification to the "Ordinary Tariff Methodology for the Electric Power Generation Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives" ("Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural"), resolution RJD-141-2015, of July 27, 2015. 2-To have as a response to the coadyuvancy presented at the virtual public hearing held on January 16, 2024, what is stated in report IN-0012-CDR-2024, of March 8, 2024, and to thank everyone for their valuable participation in this process.

3-To instruct the Secretariat of the Board of Directors of ARESEP to proceed to notify the Instituto Costarricense de Electricidad of the response to the coadyuvancy raised at the virtual public hearing, as well as this resolution, in a single act. 4-To instruct the Secretariat of the Board of Directors of ARESEP to proceed with the publication of 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 "Ordinary Tariff Methodology for the Electric Power Generation Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives" ("Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural"), resolution RJD-141-2015, of July 27, 2015, and to coordinate with the Institutional Communication Department its 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 their respective purposes.

X.That in session 21-2024, held on March 19, 2024, and ratified on April 4, 2024, the Board of Directors of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, based on final technical report IN-0013-CDR-2024 of March 8, 2024, official communication OF-0062-CDR-2024 of March 8, 2024, and OF-0169-DGAJR-2024 of March 14, 2024, from the Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, agrees to issue this resolution as set forth.

Based on the powers conferred in the Law of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Law 7593), in Executive Decree 29732-MP "Regulation to Law 7593," and in the "Internal Regulation of Organization and Functions of the Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos and its Deconcentrated Body" (RIOF); the following is ordered:

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

I.To issue the partial modification to the "Ordinary Tariff Methodology for the Electric Power Generation Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives" ("Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural"), resolution RJD-141-2015, of July 27, 2015, in accordance with the following:

"(...)

III. JUSTIFICATION

The ordinary tariff methodology for the electric power generation service for public operators and rural electrification cooperatives is aimed at fulfilling the following regulatory principles and values:

(...)

6. Establish a greater degree of flexibility in tariffs for the end user of the generation system, specifically in direct user tariffs, that promotes efficiency, competitiveness of the sector, and the attraction of investments.

(...)

V. SCOPE AND LIMITATIONS

(...)

The methodology defines the percentage adjustment required to compensate for changes in costs and demand, and therefore, in the total costs and investments of the regulated service for the period during which the tariff will be in effect. In that sense, the methodology does not contemplate establishing the procedure for the tariff structure, the definition of the point tariff (tarifa puntual) to the operators, or the definition of the maximum tariff (tarifa máxima) to the direct service users. The required percentage adjustment is determined, which must subsequently be distributed in accordance with what is technically determined by the Intendencia de Energía among the different tariffs and blocks according to the tariff structure. The maximum tariffs (tarifas máximas) will consider criteria of efficiency, competitiveness, and attraction of investments.

Once the maximum tariffs (tarifas máximas) for direct service users have been defined, it is the provider's prerogative to define the commercial and technical rules by which the final price will be established, based on objective elements of public policy, such as the national and sectoral goals of the current "National Public Development and Investment Plan" ("Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública"), the "National Decarbonization Plan" ("Plan Nacional de Descarbonización"), and the "Policy for the utilization of surplus resources in the National Electric System for the development of a green hydrogen economy" ("Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde"), as well as the "Regulatory Policy" ("Política Regulatoria") issued by the Board of Directors of ARESEP; guaranteeing non-discrimination among users with the same conditions, in accordance with Law No. 7593.

(...)

VI. OBJECTIVES OF THE METHODOLOGY

(...)

5. Establish a greater degree of flexibility in tariffs for end users of the generation system, specifically in direct user tariffs, that promotes efficiency, competitiveness of the sector, and the attraction of investments.

(...)

VII. DEFINITION OF THE TARIFF METHODOLOGY

1. GENERAL MODEL (...)

Liquidation of the Previous Period Once the model described in this methodology has been applied for the first time, in subsequent ordinary tariff settings for the electric power generation service, all estimates made for the calculation of the current tariff adjustment must be reviewed and updated. This is done to identify and consider the following differences: a) For point tariffs (tarifas puntuales): differences between the estimated values for all variables considered in the calculation of the tariff adjustment with point tariffs and the actual values identified for the point tariffs during the period the tariff adjustment was in effect; and b) For maximum tariffs (tarifas máximas): For non-incremental consumption (all T-UD consumption not recognized as incremental consumption through a contract or agreement), only differences between the estimated revenues in the tariff adjustment calculation and actual revenues will be recognized when these differences originate from variations in the quantities sold. Deviations from the maximum tariff estimates will not be recognized when the differences are caused by the prices agreed upon in each case; in other words, for liquidation purposes, these will always be recognized at their maximum value. For incremental consumption duly backed by agreements or contracts between the provider and T-UD users, they will be recognized at the agreed tariff. Consumption corresponding to new T-UD users is not considered incremental consumption.

The recognition of differences must pass the verification and validation filters established by the technical area in charge of tariff settings, in compliance with the criteria of Law No. 7593.

In this way, for non-incremental consumption, ARESEP will only take into account deviations, which are not caused by price agreements under the maximum tariffs (tarifas máximas), that originate in the calculation of the current tariff adjustment through estimates, compared to the calculation of the current tariff adjustment considering the observed -real- and updated values; the difference is added, affecting revenues by being included as an item called liquidation of the previous period.

(...)

The revenue adjustment is the difference between the estimated revenues included in the calculation of the point tariff, current or agreed maximum tariff, and the real revenues obtained by the generating company (for the T-UD tariff, it is assumed that maximum tariffs are charged for non-incremental consumption and the agreed tariffs for incremental consumption), which is obtained as follows:

𝑰𝑻𝑨𝒛 = 𝑰𝑻𝑹𝒛 ? 𝑰𝑻𝑬𝒛 (Formula 9.2) Where:

z = Period during which the tariff was in effect, taking as reference the last audited or available financial statement with real information with a maximum lag of four months of information.

𝐼𝑇𝐴𝑧 = Adjusted Total Revenues. Refers to the adjustment for the differential between real revenues and estimated revenues for period z.

𝐼𝑇𝑅𝑧 = Real Total Revenues calculated according to the criteria indicated above regarding the point, maximum, and agreed tariff. Includes revenues from energy sales and other revenues for period z.

𝐼𝑇𝐸𝑧 = Estimated Total Revenues. Includes revenues from energy sales and other revenues for period z.

(...)

2. CALCULATION OF TOTAL REVENUES.

(...)

2.1.1. Revenues from sales to other distribution companies and from sales to the own distribution service (...)

Revenues from energy sales. Revenues from energy sales are obtained by multiplying the current point tariff, maximum tariff, or agreed tariff per company and the estimated energy sales per company or customer for period t+1, during which the tariff will be in effect. For the purposes of estimating revenues from energy sales, maximum tariffs (tarifas máximas) will always be recognized at their maximum value, except for incremental consumption duly backed by agreements or contracts between the provider and the T-UD user, which will be recognized at the agreed tariff. Any consumption not backed by an agreement or contract between the parties will be considered non-incremental consumption and, therefore, will be recognized at the maximum value of the maximum tariff. Revenues from energy sales are determined as follows:

Where:

(...)

𝑇𝐺𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Current point generation tariff per kWh for T-CB tariffs (Sales to ICE distribución and CNFL, S.A.), T-SG (Generation System), or failing that, the corresponding generation tariff, by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, the current maximum generation tariff per kWh for non-incremental consumption of the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, or the agreed tariff per kWh for incremental consumption of the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1. For purposes of this estimation, the maximum tariff is considered for non-incremental consumption by T-UD users, the agreed tariff for incremental consumption duly backed and identified through agreements or contracts between the provider and T-UD users, and point tariffs for the other tariff types.

𝑇𝐺$,𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Current point generation tariff per kWh, expressed in USD, for T-CB tariffs (Sales to ICE distribución and CNFL, S.A.), T-SG (Generation System), or failing that, the corresponding generation tariff, by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, the current maximum generation tariff per kWh, expressed in USD, for non-incremental consumption of the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, or the agreed tariff per kWh, expressed in USD, for incremental consumption of the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1. For purposes of this estimation, the maximum tariff is considered for non-incremental consumption by T-UD users, the agreed tariff for incremental consumption duly backed and identified through agreements between the provider and T-UD users, and point tariffs for the other tariff types.

(...)

Revenues from power sales. Revenues from power sales are also obtained as the product of the corresponding point or maximum generation tariff and the estimated power. For the purposes of estimating revenues from power sales, the maximum value of the maximum tariffs will always be used. It is determined as follows:

Where:

(...)

𝑇𝐺𝒆𝒎,𝒑𝒉,𝒕𝒎 = Current point generation tariff per kW for T-CB tariffs (Sales to ICE distribución and CNFL, S.A.), T-SG (Generation System), or failing that, the corresponding generation tariff, by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, or the current maximum generation tariff per kW for the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1. For purposes of this estimation, the maximum tariff is considered for T-UD and point tariffs for the other tariff types.

𝑻𝑮$,𝒆𝒎,𝒑𝒉 = Current point generation tariff, expressed in USD, for T-CB tariffs (Sales to ICE distribución and CNFL, S.A.), T-SG (Generation System), or failing that, the corresponding generation tariff, by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1, or the current maximum generation tariff, expressed in USD, per kW for the T-UD tariff (Direct Users of ICE's Generation service) by time-of-use period and season, applicable to month i of period t+1. For purposes of this estimation, the maximum tariff is considered for T-UD and point tariffs for the other tariff types.

Once the changes proposed in this partial reform of the "Ordinary tariff methodology for the electric power generation service provided by public operators and rural electrification cooperatives" ("Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural") come into effect, the Intendencia de Energía is instructed to issue a resolution stating that the T-UD tariff in effect at that time is transformed into a maximum tariff (tarifa máxima).

(...)"

II.To have as a response to the coadyuvancy presented at the virtual public hearing held on January 16, 2024, what is stated in report IN-0012-CDR-2024, of March 8, 2024, and to thank everyone for their valuable participation in this process.

III.To instruct the Secretariat of the Board of Directors of ARESEP to proceed to notify the Instituto Costarricense de Electricidad of the response to the coadyuvancy raised at the virtual public hearing, as well as this resolution, in a single act.

IV.To instruct the Secretariat of the Board of Directors of ARESEP to proceed with the publication of 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 "Ordinary Tariff Methodology for the Electric Power Generation Service provided by Public Operators and Rural Electrification Cooperatives" ("Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural"), resolution RJD-141-2015, of July 27, 2015, and to coordinate with the Institutional Communication Department its 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 their respective purposes.

In compliance with the provisions of article 245 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública), the ordinary remedy of reinstatement or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración) may be filed against this resolution, which must be filed within a period of three days counted from the day following notification, and the extraordinary remedy of review (recurso extraordinario de revisión), which must be filed within the periods indicated in article 354 of the aforementioned Law. Both remedies must be filed before the Board of Directors of ARESEP, the collegiate body responsible for resolving them.

Effective as of its publication in the official gazette La Gaceta.

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.

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 las tarifas máximas La Aresep, como institución autónoma con personalidad jurídica y patrimonio propio, así como autonomía técnica y administrativa, cumple, conforme a la Ley N°7593, una función muy específica, regular aquellas actividades que el legislador ha considerado servicios públicos o servicios regulados.

Dicha función reguladora se concreta a partir del ejercicio de diversas potestades: tarifaria, fiscalizadora, normativa y sancionadora, dispuestas a lo largo de la Ley N°7593.

De esta forma, la Aresep ejerce su función reguladora: cuando fija tarifas y precios de los servicios regulados; cuando define por medio de diversa normativa la forma de cálculo tarifario y las distintas condiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima que deberán cumplirse al prestar un servicio regulados; cuando fiscaliza la prestación de los servicios regulados de forma que correspondan con el ordenamiento jurídico aplicable; y cuando sancionan aquellas faltas a la correcta prestación de un servicio.

Dicha función reguladora, según una u otra potestad, se ejerce según la voluntad del legislador con la finalidad de cumplir con los objetivos establecidos en el artículo 4 de la Ley N°7593. Tales objetivos colocan a la Aresep en una posición objetiva y neutral que implica ejercer una función de equilibrio entre los intereses de los usuarios y los prestadores de los servicios regulados, de forma que medie una prestación óptima en condiciones de calidad, cantidad, oportunidad, continuidad y confiabilidad necesarios para prestar en forma óptima.

Ahora bien, referidas las diversas potestades mediante las cuales la Aresep ejerce su función reguladora, es preciso considerar de forma particular, la potestad normativa, a partir de la cual, el ente regulador puede desarrollar e implementar diversos cuerpos reglamentarios, metodológicos, procedimentales, entre otros, mediante los cuales, disponga el enfoque regulatorio aplicable en cada caso particular, las condiciones técnicas esenciales para la prestación de los servicios regulados y la forma de cálculo tarifario.

Dicha potestad de disponer las condiciones de prestación de un servicio público (como por ejemplo del cálculo tarifario), se encuentra reconocida en la Ley N°7593, al señalar:

"Artículo 25.- Reglamentación La Autoridad Reguladora emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, contabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos, conforme a los estándares específicos existentes en el país o en el extranjero, para cada caso." "Artículo 29.- Trámites La Autoridad Reguladora formulará y promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones a que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos." Tales numerales, disponen la potestad de que la Aresep, como parte de sus funciones regulatorias, desarrolle cuerpos normativos, mediante los cuales, disponga la forma en que se deben prestar los servicios públicos, lo cual, incluye el procedimiento para calcular las tarifas que se establece en una metodología tarifaria.

Las metodologías tarifarias, por su parte, se encuentran definidas por el Diccionario de Términos Regulatorios como ". una secuencia ordenada de los procedimientos que se utilizan para determinar las tarifas de los servicios públicos; comprende la definición del modelo tarifario, los plazos y valores de los estándares, parámetros e indicadores del servicio, procurando la simulación de una empresa modelo sostenible", de esta forma, las metodologías tarifarias se entienden como un instrumento regulatorio de cálculo de las tarifas.

El artículo 31 de la Ley N° 7593, dispone diversos parámetros o criterios generales a cumplir por parte de la Aresep al determinar dichas metodologías tarifarias, de manera que, con ellas se busque la fijación de tarifas que permitan la prestación de los servicios públicos en condiciones de calidad cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, procurando el cumplimento de principio de servicio al costo y el equilibrio financiero.

Dicho artículo 31 dispone:

"Articulo 31.- Fijación de tarifas y precios Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras. En este último caso, se procurará fomentar la pequeña y la mediana empresa. Si existe imposibilidad comprobada para aplicar este procedimiento, se considerará la situación particular de cada empresa.

Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo, deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.

La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere pertinente.

De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten aplicables:

• a)Garantizar el equilibrio financiero.
• b)El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas especiales de pago y sus costos ; efectivos; entre ellos, pero no limitados a esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera otros que sean reglamentados.
• c)La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales." El anterior numeral, que se complementa con el artículo 15 del Reglamento a la Ley N°7593, Decreto Nº29732-MP, orienta en buena medida el desarrollo de las metodologías tarifarias, las cuales, deben incluir aspectos claros e indispensables para que la forma de cálculo que se disponga procure obtener tarifas que fomenten la eficiencia y la calidad en la prestación, al mismo tiempo que el prestador recibe una retribución competitiva.

De igual forma, el artículo 36 de la Ley N° 7593, dispone el procedimiento a seguir para habilitar legalmente la aplicación de tales metodologías tarifarias o sus modificaciones, debiendo superar un periodo de participación ciudadana, a través de su conocimiento en audiencia pública, de manera que todo interesado puede referirse a ellas, previo a su aprobación y aplicación.

"Artículo 36.- Asuntos que se someterán a audiencia pública Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan interés legítimo para manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora ordenará publicar en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, los asuntos que se enumeran a continuación:

• a)Las solicitudes para la fijación ordinaria de tarifas y precios de los servicios públicos.
• b)Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo con la Ley N.°7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.°7508, de 9 de mayo de 1995.
• c)La formulación y revisión de las normas señaladas en el artículo 25.
• d)La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.

Para estos casos, todo aquel que tenga interés legítimo podrá presentar su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma oral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar exacto o el número de fax, para efectos de notificación por parte de la Aresep. En dicha audiencia, el interesado deberá exponer las razones de hecho y de derecho que considere pertinentes. (.)" De esta forma no solo las metodologías o sus modificaciones deben ser sometidas a la respectiva audiencia pública, sino también cualquier normativa que sea elaborada a la luz del artículo 25 anteriormente transcrito.

Dicha potestad normativa antes descrita, ha sido discutida y reconocida por la Procuraduría General de la República (PGR), que ha indicado:

"Conforme con la normativa transcrita la ARESEP está legitimada para emitir y publicar los reglamentos técnicos, que especifiquen las condiciones de calidad, cantidad, contabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con que deberán suministrarse los servicios públicos (artículo 25). Además, para formular y promulgar las definiciones, los requisitos y las condiciones a que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios públicos (artículo 29). Y dentro de estas definiciones, indudablemente, están los modelos de ajuste tarifario, que la ARESEP debe elaborar y aplicar en función de la modificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que considere pertinente (artículo 31, párrafo tercero)." El resaltado no es del original. Dictamen C-416-2014 del 24 de noviembre de 2014.

De esta manera, la existencia de dicha potestad normativa de la Aresep no debe ser cuestionada, en el tanto, de la Ley N°7593, se desprende la necesidad de que el ente regulador desarrolle los cuerpos normativos, muchas veces técnicos, que orientan la prestación y regulación de los servicios públicos.

Ahora bien, al ejercer dicha potestad normativa la Aresep cuenta con algunos aspectos esenciales a considerar desde la perspectiva de la Ley N°7593, de forma que, finalmente a través de la aplicación por ejemplo, de las metodologías tarifarias, se fijen tarifas en ciertas condiciones y que permitan determinada finalidad regulatoria.

Entre esas finalidades a las que se debería aspirar con las metodologías tarifarias, está el cumplimiento del principio de servicio al costo, el equilibrio financiero del prestador y la eficiencia económica en la prestación, todas esas finalidades vistas en armonía permiten que, tanto el prestador como el usuario se relacionen con un servicio público prestado en las condiciones que cada quien requiere.

De igual forma, la Política Regulatoria de la Aresep, aprobada mediante la resolución RE-0206-JD-2021 del 5 de octubre de 2021 y publicada en el Alcance N° 209 a La Gaceta N°199 del 15 de octubre de 2021 y que se detallará en las siguientes secciones, hace énfasis en algunos aspectos trascendentales a considerar al momento de definir las metodologías como parte de las funciones de regulación de la Aresep, de forma que las metodologías tarifarias, entre otros cuerpos regulatorios, también deben estar en sintonía con los objetivos, general y específicos, dispuestos en dicha Política Regulatoria, debiendo buscar enfoques regulatorios que permitan la calidad y eficiencia en la prestación de los servicios públicos, en consonancia con el equilibrio financiero del prestador. Así se ha establecido en la Política mencionada:

"Asimismo, procurando reforzar las actuaciones de la Aresep encaminadas a elaborar, revisar y mantener instrumentos regulatorios que asuman los retos tecnológicos de la realidad que se regula y que permitan una fijación de tarifas y precios basados en la aplicación del principio de servicio al costo, que permita tanto, un equilibrio financiero, como tarifas y precios asequibles. Se entenderá el concepto de equilibrio financiero mencionado en el artículo 31 de la Ley 7593, como aquel equilibrio financiero eficiente producto de la aplicación de modelos regulatorios que promueven la eficiencia de la industria y por ende del prestador, como los de estructura productiva modelo, o mediante evaluación comparativa (benchmarking, yardstick) y precios topes (Price cap) entre otros." Página 149.

De igual, forma dicha Política Regulatoria, plantea un entendimiento más integral de lo que regulatoriamente debe significar el principio servicio al costo, incorporando un concepto consecuente con la Ley N°7593. Así, indica que dicho principio refiere a las "Condiciones sobre la forma de fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen únicamente los costos necesarios para la prestación de servicios públicos de calidad de acuerdo con las normas técnicas y estándares establecidos, universales (inclusivos) y ambientalmente sostenibles, guardando relación directa con criterios de eficiencia en el marco de una industria y que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad." Página 156.

Los anteriores son algunos de los aspectos que la Aresep, debe considerar al momento de elaborar las metodologías tarifarias, de forma que mediante las tarifas que fije, se busque tal equilibrio financiero eficiente que propicie además servicios públicos de calidad, entre otras condiciones necesarias.

Tal y como se ha señalado, tanto la Ley N°7593, como su reglamento y la Política Regulatoria de la Aresep, arrojan aspectos regulatorios medulares que deben ser observados y cumplidos al desarrollarse instrumentos regulatorios, y sobre todo, metodologías tarifarias, no obstante, de igual forma, es posible identificar que, esos aspectos arrojan líneas generales que deben ser detalladas técnicamente y traducidas en la forma de cálculo que se defina.

Es decir, no existe mayor referencia legal o técnica en tales cuerpos normativos, sobre cómo debe la Aresep desarrollar las metodologías y modelos tarifarios, pues cada instrumento depende de cada caso particular, de las condiciones del mercado y del sector regulado, así como, del enfoque regulatorio que técnicamente se crea más conveniente para procurar cumplir con los fines y principios regulatorios que se buscan.

Dado lo anterior, es preciso que la Aresep acuda a la autonomía técnica, que le ha sido prevista desde el artículo 1 de la Ley N°7593, según la cual, puede tomar decisiones con discrecionalidad (considerando lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo, los planes sectoriales y las políticas sectoriales vigentes) relacionadas con el ejercicio de sus competencias regulatorias, siempre y cuando se respete el principio del servicio al costo y busque un equilibrio financiero eficiente, e igualmente, se base en la ciencia y la técnica según los artículos 15, 16 y 160 de la LGAP.

Respecto a dicha autonomía técnica, la PGR ha señalado:

"Como institución autónoma la ARESEP goza del régimen de autonomía previsto en el artículo 188 de la Constitución Política. Pero a diferencia de otras entidades autónomas, la ley se encarga de señalar que la Autoridad tendrá una autonomía respecto del Poder Ejecutivo en lo que respecta al cumplimiento de sus atribuciones. Funciones que no son otras que la regulación de los servicios públicos enumerados en el artículo 5 de su Ley. Lo que implica que el Poder Ejecutivo no podrá emitir directrices directamente relacionadas con las atribuciones de la ARESEP. La excepción está referida al ejercicio de la función de regulación." El resaltado no es del original. Dictamen C-102-2006 del 7 de marzo de 2006.

De esta manera, el cumplimiento de las funciones de regulación tal y como han sido establecidas por la Ley N° 7593, queda en el ámbito de la decisión discrecional de la Aresep, tomado en cuenta que, como estipula el artículo 15 de la LGAP, dicha discrecionalidad debe estar sometida a los límites que impone el ordenamiento jurídico expresa o implícitamente, para lograr que su ejercicio sea eficiente y razonable.

Asimismo, partiendo de dichos límites establecidos por el ordenamiento al ejercicio de esa discrecionalidad, es igualmente necesario considerar que el artículo 16 de la LGAP, establece la observancia de la ciencia o la técnica, o de principios elementales de justicia, lógica o conveniencia.

Es por lo anterior que, a falta de mayor disposición legal, la Aresep dentro de los límites de su discrecionalidad técnica, debe basarse en su encuentren sustentados en análisis técnico-regulatorios, suficientes para procurar el cumplimiento de las funciones establecidas.

La Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, ha reconocido repetidamente, esa discrecionalidad técnica de la Aresep, haciendo alusión al desarrollo de metodologías tarifarias, al indicar en la sentencia N° 355-F-S1-2012 del 15 de marzo de 2012 lo siguiente: "Podría decirse entonces, si bien es cierto, esa autoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los modelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en la fijación de las tarifas." Con mayor detalle, ha dicho la misma Sala en la sentencia N° 001687-F-S1- 2012, el 13 de diciembre de 2012, lo siguiente:

"No existe duda de que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de solicitudes tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las empresas prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para ello la Ley Nº 7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6 inciso d) y 29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo es para elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que serán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización (en el procedimiento en sí)." El resaltado no es del original.

Haciendo eco de la línea dispuesta por la Sala con respecto a la discrecionalidad técnica de la Aresep, el Tribunal Contencioso Administrativo, Sección II, igualmente ha dicho en la resolución N° 00273-2013 del 30 de octubre de 2013, lo siguiente:

". así cabe reafirmar entonces, en el sentido de que la ley 7593 faculta o brinda un marco amplio de acción a la ARESEP para llevar a la realidad, las premisas de servicio al costo y determinación del precio justo, que a contrario con las fijaciones a solicitud de los concesionarios que buscan el equilibrio financiero del operador en donde la ARESEP solo contará con tanta discrecionalidad como se la haya auto / impuesto al momento de determinar la metodología de valoración a seguir, por ende, se dice y así se ha confirmado en el corredor jurisprudencial, en esta fase de ajustes solicitados por los concesionarios, la discrecionalidad de la Autoridad Administrativa resolutora, permitiría elegir entre varios métodos de análisis, pero a condición de que todos ellos hayan sido previstos de manera anticipada y normativamente por el trámite establecido y una vez definidos éstos y como resultado de los principios administrativos de legalidad y de autosujeción, dicha entidad quedaría constreñida a su propia conducta formalizada y a los resultados que arroje esa metodología. Ya esto ha sido revisado y confirmado reiteradamente en las sentencias de la Sala Primera, como se ha expuesto." El resaltado no es del original.

Según lo establecido jurisprudencialmente, la discrecionalidad técnica de la cual goza la Aresep para diseñar las metodologías y modelos tarifarios, surge del amplio marco de acción que le otorga la Ley N° 7593, a partir del cual, se espera que proponga instrumentos que busquen cumplir con las premisas de servicio al costo y equilibrio financiero eficiente, pudiendo elegir entre varios métodos o enfoques regulatorios, y formas de cálculo disponibles, en cada caso particular y según sea técnica y regulatoriamente conveniente.

Ahora bien, según se ha visto, existen diversos enfoques regulatorios entre los cuales la Aresep, puede seleccionar el que resulte más adecuado para determinada metodología tarifaria, no obstante, el desarrollo doctrinal y práctico de dichos enfoques se encuentra en el ámbito meramente técnico y no en el jurídico, debiendo justificarse desde ésta perspectiva puntual, las razones por las cuales el enfoque elegido, se apega a las reglas unívocas de la ciencia y la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o conveniencia (artículo 16 LGAP), en el tanto, dicha selección es discrecional como se ha dicho.

El legislador dependiendo de su voluntad, podría dejar estipulado los posibles enfoques regulatorios entre los cuales el ente regulador puede disponer, dependiendo del servicio público al que refiera, no obstante, esto no siempre se establece, dejando a decisión técnica del regulador, el cual, aunque la ley no prevea los posibles enfoques, igualmente cuenta con la obligación de elegir uno y la y discrecionalidad para hacerlo.

Al respecto la PGR ha señalado:

"(.) En tanto el legislador no haya establecido una metodología determinada para fijar las tarifas y, por el contrario, haya facultado a la ARESEP para fijar los criterios correspondientes, la escogencia de la metodología no es, en estricto Derecho, un problema propio de la Ciencia Jurídica, sino de índole técnica. Importa, empero, que la metodología escogida permita la realización del principio que debe regir la fijación tarifaria. Desde ese punto de vista, considera la Procuraduría que en el tanto se determine técnicamente (aspecto que, como se comprende, no depende de criterios jurídicos) que la metodología del costo marginal no violenta los principios y criterios establecidos en la Ley N. 7593 para fijación de las tarifas, esa metodología puede seguir siendo utilizada por la Autoridad Reguladora para el ejercicio de su competencia. Es de recordar que en el dictamen N. 257-95, la Procuraduría ya había señalado que corresponde a la Administración, sea la ARESEP, "con estricto apego a los principios y reglas de la ciencia económica, seleccionar los elementos para determinar el "costo marginal de producción" de la energía eléctrica, que asegure la asignación óptima de recursos y, desde esa perspectiva, la satisfacción máxima del bienestar colectivo". Por lo que ya se había aclarado que estos elementos técnicos no son del resorte de este Órgano Consultivo. Cabría ampliar lo anterior para sostener que en la escogencia y aplicación de cualquier metodología, el Ente Regulador debe sujetarse a la ley y a los criterios técnicos, que en todo caso pueden ser un elemento para determinar la regularidad de su actuación, conforme se deriva del artículo 16 de la Ley General de la Administración Pública. (.)". Dictamen C-348-2001, del 17 de diciembre de 2001.

De esta manera, queda estipulado con claridad que, es del ámbito técnico, del cual debería surgir en cada caso particular, la decisión de considerar una u otra modalidad tarifaria, no siendo impedimento para ello la existencia no de disposición legal expresa al respecto, ello siempre que se respeten los preceptos de la Ley N° 7593.

Por su parte, en el Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos, Decreto Ejecutivo N°29847-MP-MINAE-MEIC, en relación con el servicio de suministro de energía eléctrica -en cualquier de sus etapas-, dispone lo siguiente:

"Artículo 23. Aplicación. Las peticiones de fijación tarifarias deben ajustarse a la Ley Nº7593, a su Reglamento y a este reglamento.

Con base en los principios, objetivos y obligaciones establecidos en la Ley Nº 7593, la Autoridad Reguladora aprobará y controlará el nivel óptimo de los ingresos, la estructura tarifaria y los precios y tarifas de los servicios, que permitan la operación óptima, la eficiencia económica, el suministro del servicio a niveles aceptables de calidad, la expansión y mejora del servicio; al menor costo y acorde con las necesidades del mercado de los servicios de la energía eléctrica; pudiendo utilizarse metodologías de precios tope con o sin incentivo y penalizaciones, bandas de precios, comparación con parámetros eficientes o cualquier otra metodología que la Autoridad Reguladora considere conveniente para cumplir con sus funciones. Las metodologías para la fijación de tarifas necesariamente deben contemplar límites máximos, establecidos de acuerdo con el comportamiento de las tarifas en un conjunto de países con los cuales Costa Rica compite en el comercio internacional y en la atracción de inversiones. Ese conjunto de países será definido por ARESEP, previa consulta con el Ministerio de Comercio Exterior." El resaltado no es del original.

Nuevamente, sin perjuicio de las decisiones técnicas del ente regulador, la normativa prevé distintos enfoques a considerar para definir las metodologías tarifarias aplicables al servicio de suministro de energía eléctrica, en cualquiera de sus etapas, refiriéndose a precios tope, bandas de precios y comparación con parámetros eficientes, y dejando abierta la posibilidad de que la Aresep considere conveniente cualquier otra.

Los anteriores son dos ejemplos en los cuales se norman los posibles enfoques a emplear por parte de la Aresep al definir las metodologías tarifarias, no obstante, sin perjuicio de que exista disposición expresa o no, las competencias regulatorias de la Aresep a la luz de la Ley N°7593, se mantienen, pudiendo definir técnicamente en cada caso particular el que considere más sustentado y conveniente.

4.4 Sobre las políticas públicas relacionadas El Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública 2023-20261 establece como una de sus propuestas fundamentales en el sector energía y ambiente el de "Elevar la eficiencia en el uso de todas las fuentes de energía"2, incluyendo entre ellas a la electricidad. Con más detalle, dentro de los objetivos sectoriales de este sector se incluye:

1 PNDIP 2023-2026 Main.pdf - Google Drive 2 Ibidem, pág. 62.

"Mejorar la intensidad energética del país y el uso de energías renovables mediante la eficiencia energética, la electrificación de la matriz eléctrica energética y la bioenergía, contribuyendo en la reducción de las emisiones."3 3 Ibidem, pág. 63.

Por otra parte, el Plan Nacional de Descarbonización 2018-20504, establece dentro de las metas y acciones de corto, mediano y largo plazo para la descarbonización de la economía costarricense, los siguientes Ejes estratégicos:

4 PLAN-NACIONAL-DESCARBONIZACION.pdf (cambioclimatico.go.cr) . Eje 4 - Consolidación del sistema eléctrico nacional con capacidad, flexibilidad, inteligencia, y resiliencia necesaria para abastecer y gestionar energía renovable a costo competitivo.

. Eje 5 - Desarrollo de edificaciones de diversos usos (comercial, residencial, institucional) bajos estándares de alta eficiencia y procesos de bajas emisiones.

. Eje 6 - Modernización del sector industrial mediante la aplicación de procesos y tecnologías eléctricas, eficientes y sostenibles de baja y cero emisiones.

Concretamente, en el Eje 4, este Plan establece dentro de las Acciones de cambio la Actividad 4.1.4 "Diseñar Plan de mejora del clima de inversión" que comprende la "(.) Revisión de los esquemas de estructuras tarifarias". Además, plantea dentro de las Acciones relacionadas con "Promover la eficiencia energética", actividades vinculadas con "Estimular la eficiencia energética en los macro- consumidores" y "Adecuar las tarifas para el fomento de la eficiencia energética"5.

5 Ibidem, Pág., 44.

Por su parte, Decreto Ejecutivo N.º 43366-MINAE6, mediante el cual se oficializó la "Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde", establece que:

6 La Gaceta N.º 2 del 6 de enero de 2022.

"Artículo 1°. Se oficializa la "Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde", la cual tiene como objetivo promover e incentivar una economía de hidrógeno verde en Costa Rica mediante el establecimiento de orientaciones para el desarrollo de un marco regulatorio flexible por parte de la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP), que facilite a las empresas distribuidoras aprovechar los excedentes del SEN, mediante su gestión comercial".

A su vez, esta Política plantea como Lineamientos estratégicos:

. "Establecer instrumentos regulatorios flexibles y apropiados que busquen incentivar la demanda incremental en el aprovechamiento de los recursos existentes en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

. Propiciar la absorción de los excedentes del SEN mediante la gestión operativa y comercial de los excedentes por parte de las empresas distribuidoras.

. Desarrollar los instrumentos y vigilar el cumplimiento de la política." Adicionalmente, esta Política establece como modelo de gestión que "La ARESEP proporcionará un marco regulatorio flexible y habilitante para aprovechamiento de los excedentes del SEN en el desarrollo de una economía de hidrógeno verde en Costa Rica e implementación de Plan Nacional de Descarbonización".

4.5 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 eficiencia7 7 Ibidem, Cuadro 7, Pág. 31 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 la metodología tarifaria 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 5.2. Incorporar en los instrumentos regulatorios las condiciones para la sostenibilidad ambiental y necesidades de desarrollo socioeconómico de la población y los territorios en sus diferentes condiciones.

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. (Destacados no son del original) Acorde con estos objetivos y estrategias, los cambios propuestos en la metodología tarifaria buscan promover la competitividad, la eficiencia, la innovación y la flexibilidad, al permitir al ICE cobrar tarifas más acordes con la realidad económica nacional e internacional, la evolución de la economía y el objetivo de atracción de inversiones a través de tarifas más competitivas.

(...)"

VIII.Que del informe IN-0013-CDR-2023 del 8 de marzo de 2023, y que sirve de base para la presente resolución, se extrae la justificación que fundamenta la propuesta de modificación parcial de la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", resolución RJD- 141-2015, del 27 de julio de 2015, el cual indica:

"(...)

5. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 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"8 y no están sujetas a las tarifas establecidas en la presente metodología.

8 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; la CNFL representa el 4,03%, las empresas municipales generan el 2,71%; mientras las cooperativas y Coneléctricas generan el 5,93%. El resto de la generación la realizan empresa privadas, Ley N.º 7200 capítulo I y II, con un 7,28% y 12,05%respectivamente. Esto se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico 1. Porcentaje de generación de energía eléctrica según empresa, 2022 En general, en el año 2022, la generación de energía eléctrica alcanzó los 12 592,30 GWh9, lo cual constituyó un incremento del 0,42% respecto al año 2021. Sin embargo, el comportamiento ha sigo diferenciado según prestador, en caso del ICE y CNFL la generación ha aumentado en un 4,2% y 1% respectivamente, mientras que el resto de las cooperativas y empresas municipales presentaron disminuciones de entre un 5,13% y un 16,61%, como se observa en la siguiente tabla.

9 Informe anual de generación y demanda de la División Operación y Control del Sistema Eléctrico, 2022 Tabla 1. Volumen de generación de energía eléctrica por empresa y fuente de generación para los años 2021 y 2022 En el año 2022, las fuentes hidro representan un 75,04% de la generación nacional, siendo la fuente de energía de mayor importancia a nivel nacional, seguida de las fuentes geotérmica y eólico con 12,85% y 10,87% respectivamente; finalmente, las fuentes solares, bagazo y térmico representaron en conjunto menos del 1,5% de la generación nacional, esto se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico 2. Distribución de la generación de energía eléctrica según tipo de fuente, 2022 Cabe resaltar que, la generación con fuentes hidro se mantuvo relativamente estable durante el 2022, debido que solo aumentó un 1,76% respecto al año anterior; sin embargo, si se analiza el comportamiento en la generación durante la última década se observa que las fuentes hidráulicas han presentado un incremento en su participación de 7 233,2 GWh a 9 448,7 GWh durante el periodo 2012-2022, lo que representa un incremento de 30,63%.

Por su parte, la generación geotérmica presentó un aumento del 1,05% en el año 2022, mientras entre los años 2012-2022, la generación pasó de 1402,61 GWh a 1 618,69 GWh, lo que representa un incremento de un 15,4%. La generación eólica mostró una importante reducción en la generación de energía eléctrica durante el 2022, al presentar una disminución de 13%, pero durante los años 2012-2022, la generación pasó de 528,38 GWh a 1 369,23 GWh, lo que representa un incremento de casi un 160%. Esto se observa en la siguiente tabla.

Tabla 2. Generación de energía eléctrica por tipo de fuente, 2012-2022 En relación con la capacidad instalada en placa, el ICE presenta un 67,36% de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con 2 317 880 kW, mientras que las empresas municipales y cooperativas representa el 13,8% con 474 935 kW, el porcentaje restante es generado por empresa privadas, como se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico 3. Distribución de la capacidad instalada por empresa, 2022 Fuente:

5.2 La metodología tarifaria vigente Tal y como se indicó en los antecedentes, la actual metodología tarifaria aplicable a la generación de energía eléctrica del ICE, CNFL, empresa municipales y cooperativas es la aprobada mediante la resolución RJD-141-2015 del 27 de julio de 2015 denominada "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural".

Esta metodología tarifaria emplea el enfoque de tasa de retorno y plantea como objetivo el sistematizar y formalizar el conjunto de métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación tarifaria y, a su vez, establecer el ajuste porcentual requerido para compensar el cambio en los costos y en la demanda.

En general, la metodología tarifaria plantea que la tarifa debe ser suficiente para generar los ingresos que permitan al operador cubrir los costos totales asociados al servicio que se regula -bajo condiciones de calidad establecida- y además garantizar un monto sobre el capital invertido, denominado rédito para el desarrollo, que depende de la tasa de rédito y la base tarifaria, de la siguiente forma (fórmula 1):

𝑰𝑻 = 𝑪𝑶𝑴𝑨 + (𝑹 ? 𝑩𝑻) Donde:

IT = Ingresos totales. Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que generan los operadores producto del servicio.

COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración, así como otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio.

R = Tasa de rédito para el desarrollo BT = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo.

La diferencia entre los ingresos totales requeridos para el periodo de ajuste y los ingresos estimados para el periodo de ajuste con las tarifas vigentes (?𝐼𝑇), permiten estimar el porcentaje de ajuste de las tarifas en función de los ingresos por ventas estimados, como se observa a continuación (fórmula 6).

Donde:

%IT = Ajuste porcentual requerido en los ingresos por ventas locales.

?IT = Ajuste o cambio requerido en los ingresos por ventas locales del servicio de generación eléctrica.

Iv = Ingresos por ventas de energía y potencia a usuarios locales, estimados para el período t+1 con las tarifas vigentes de generación ID = Ingresos por ventas al servicio de distribución propio estimados para el período t+1 con las tarifas vigentes de generación.

La estimación de los ingresos por ventas de energía se obtiene de multiplicar la tarifa puntual vigente por empresa y las ventas de energía estimadas por empresa o cliente para el período t+1; mientras las ventas de potencia se obtienen como el producto de la tarifa de generación correspondiente y la potencia estimada. Cabe resaltar que, para la estimación de estos ingresos por ventas se emplea la tarifa de generación vigente por kW para cada tipo de tarifa (T-CB: Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A., T-SG: Sistema de Generación o T-UD: Usuarios directos del servicio de Generación del ICE o en su defecto la tarifa de generación correspondiente) por período horario y temporada. Esto se especifica en las fórmulas 12 y 13 de la sección 2.1.1 denominada "Ingresos por ventas a otras empresas distribuidoras y por ventas al servicio de distribución propio".

A su vez, esta metodología contempla liquidaciones sobre los ingresos y gastos, de forma que se identifiquen las diferencias entre los valores estimados para estas variables que se consideran en el cálculo del ajuste tarifario y los valores reales identificados durante el período en que el ajuste tarifario estuvo vigente.

Es importante destacar que la metodología tarifaria solo plantea la forma en que se calcula el ajuste porcentual en las tarifas, sin llegar a definir cómo se calculan las tarifas (su nivel o estructura); y aunque tampoco llega a indicar directamente que se trata de tarifas únicas o puntuales, esto es claro pues se refiere en singular al término tarifa que se debe calcular para cada tipo de tarifa y bloque de consumo (horario y temporada).

En este sentido, si se desean establecer tarifas que sean máximas, la metodología tarifaria debe habilitar esta modalidad, para lo cual se plantea esta modificación.

6. JUSTIFICACIÓN DE LOS CAMBIOS PROPUESTOS Como se indicó anteriormente, la metodología actual aplica un enfoque regulatorio de tasa de retorno con tarifas puntuales para cada elemento de la estructura tarifaria; sin embargo, con el fin de promover la atracción de inversiones, el crecimiento económico, incentivar el consumo y dotar de mayor flexibilidad tarifaria al operador, se plantea una modificación en la metodología tarifaria para convertir las tarifas de usuarios directos (T-UD) en tarifas máximas. Esta tarifa solo aplica para el consumo de energía y potencia de los usuarios de las tarifas T-UD y las partes pueden acordar el precio final, siempre y cuando, este sea igual o menor que la tarifa máxima establecida por la Aresep.

El principal motivo de la modificación es brindarles la posibilidad, al prestador del servicio de generación eléctrica, de otorgar mejores condiciones a los usuarios directos para promover los consumos incrementales, atraer nuevas inversiones y fomentar un aumento de los ingresos del generador de energía y que, en última instancia, se puede traducir en mejores tarifas para todos los usuarios del sistema de generación, produciendo así efectos positivos sobre la competitividad del país.

La posibilidad de otorgar mejores condiciones contribuye a incrementar el grado de competitividad nacional debido que, entre otros motivos, las empresas pueden acceder a la energía eléctrica a un menor costo y, simultáneamente, las empresas satisfacen las necesidades energéticas con electricidad de un país cuya matriz energética se basa en la generación eléctrica con fuentes renovables, lo cual hace que el país sea más atractivo para la recepción de inversiones.

Cabe resaltar que el incremento de inversiones genera importantes contribuciones al bienestar nacional como la generación de empleos, desarrollo de encadenamientos productivos, un mayor crecimiento económico del país y del producto interno bruto nacional (PIB) y, dependiendo del tipo de inversiones, se logre una modernización y diversificación de la estructura productiva nacional.

Por otra parte, el hidrógeno renovable o hidrógeno verde es el producido a través de la división del agua en hidrógeno y oxígeno utilizando fuentes de energía renovables (como la mayoría de la electricidad que se genera en Costa Rica), por medio de un proceso denominado electrólisis. Es de aceptación general en la actualidad, que esta tecnología es fundamental para la descarbonización de la economía, principalmente del transporte, que es el principal sector consumidor de energías contaminantes en el país. En este sentido, se considera importante incentivar el consumo de electricidad con este uso, a través de tarifas flexibles, tal y como lo establecen las políticas públicas respectivas.

Con estos objetivos, se plantea establecer tarifas máximas debido que permiten un alto grado de flexibilidad en los acuerdos finales de precios entre el prestador y los usuarios de las tarifas T-UD, por lo cual, se le otorga la posibilidad al prestador de condicionar las mejoras en los precios de la venta de energía y potencia con un incremento en el consumo, de forma que, no se atente con la estabilidad económica del prestador.

La aplicación de las tarifas máximas se limitará a los usuarios directos debido a que la retención, expansión y atracción de este tipo de usuarios genera un importante impacto positivo sobre la economía nacional, por tanto, en pro del desarrollo económico del país se plantea, en primera instancia, la incorporación de los usuarios T-UD al enfoque regulatorio de tarifa máxima.

En resumen, la propuesta presenta las siguientes ventajas:

. Permite una mayor flexibilidad a la hora de establecer la tarifa para la venta de energía y potencia a los usuarios directos (T-UD), facilitando la gestión técnica y comercial del prestador.

. Promueve la competitividad del sector y la atracción de inversiones que generan diversas contribuciones al bienestar nacional, entre las cuales se pueden mencionar la generación de empleos, desarrollo de encadenamientos productivos y un mayor crecimiento del producto interno bruto nacional (PIB), entre otros.

. Permite condicionar las mejoras tarifarias a un incremento en el consumo, de forma que, no se atente con la estabilidad económica del prestador. A su vez, facilita la colocación de excedentes de energía que, en otras situaciones, no se lograrían vender, contribuyendo al uso eficiente del recurso eléctrico.

. Propicia la descarbonización de la economía.

. Fomenta un aumento de los ingresos del generador de energía y que, en última instancia, se puede traducir en mejores tarifas para todos los usuarios del sistema de generación.

. En última instancia, se busca incrementar el bienestar social a través del uso de este mecanismo tarifario.

Las condiciones para la aplicación de esta tarifa son las siguientes:

. Aplica solo para los usuarios de T-UD del sistema de generación del ICE y para clientes conectados en media tensión, estos últimos con un uso de energía específico para desarrollo de una economía de hidrógeno verde en Costa Rica, de conformidad con los dispuesto en el Decreto ejecutivo N° 43366-MINAE, Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno.

. Aplica para todo el consumo de los usuarios de T-UD del sistema de generación del ICE, queda habilitado la posibilidad de acordar diferentes precios finales, con el fin de optimizar el consumo de energía y potencia y maximizar los ingresos del prestador.

. Corresponde a una tarifa máxima, por tanto, las partes pueden acordar el precio final, siempre y cuando sea igual o esté por debajo de la tarifa máxima establecida por la Aresep.

. La tarifa máxima se aplica a cada uno de los precios de energía y potencia por periodo horario y temporada (cuando aplique) establecidos en el pliego tarifario.

. Es potestad del prestador definir las reglas comerciales y técnicas con las que se establecerá el precio final, basado en elementos objetivos de la política pública, tales como las metas nacionales y sectoriales del "Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública" vigente, el "Plan Nacional de Descarbonización" y la "Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde", así como la "Política Regulatoria" emitida por la Junta Directiva de ARESEP; garantizando la no discriminación entre usuarios con las mismas condiciones de conformidad con la Ley No. 7593.

(...)"

IX.Que con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es: 1-Dictar la modificación parcial a la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", resolución RJD-141-2015, del 27 de julio de 2015. 2-Tener como respuesta a la coadyuvancia presentada en la audiencia pública virtual celebrada 16 de enero de 2024, lo señalado en el informe IN-0012-CDR-2024, del 8 de marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.

3-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a notificar al Instituto Costarricense de Electricidad, la respuesta a la coadyuvancia planteada en la audiencia pública virtual, así como la presente resolución, en un solo acto. 4-Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda 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 la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", resolución RJD-141-2015, del 27 de julio de 2015, 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.

X.Que en la sesión 21-2024, celebrada el 19 de marzo de 2024 y ratificada el 04 de abril de 2024, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico final IN-0013-CDR-2024 del 8 de marzo de 2024, el oficio OF-0062-CDR-2024 del 8 de marzo de 2024 y el OF-0169-DGAJR-2024 del 14 de marzo de 2024 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 de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley 7593), en el Decreto Ejecutivo 29732-MP "Reglamento a la Ley 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 a la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", resolución RJD-141-2015, del 27 de julio de 2015, de conformidad con lo siguiente:

"(...)

III. JUSTIFICACIÓN

La metodología tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica para operadores públicos y cooperativas de electrificación rural, se dirige al cumplimiento de los siguientes principios y valores regulatorios:

(...)

6. Establecer un mayor grado de flexibilidad en las tarifas al usuario final del sistema de generación, específicamente en las tarifas de usuarios directos, que promueva la eficiencia, la competitividad del sector y la atracción de inversiones.

(...)

V. ALCANCES Y LIMITACIONES

(...)

La metodología define el ajuste porcentual requerido para compensar el cambio en los costos y en la demanda y, por tanto, en los costos totales e inversiones del servicio regulado para el período en que estará vigente la tarifa. En ese sentido, la metodología no contempla el establecimiento del procedimiento de la estructura tarifaria, la definición de la tarifa puntual a los operadores y la definición de la tarifa máxima a los usuarios directos del servicio. Se determina el ajuste porcentual requerido que deberá posteriormente distribuirse de conformidad con lo que técnicamente determine la IE entre las diferentes tarifas y bloques de acuerdo con la estructura tarifaria. Las tarifas máximas considerarán criterios de eficiencia, competitividad y atracción de inversiones.

Una vez definidas las tarifas máximas para los usuarios directos del servicio, es potestad del prestador definir las reglas comerciales y técnicas con las que se establecerá el precio final, basado en elementos objetivos de la política pública, tales como las metas nacionales y sectoriales del "Plan Nacional de Desarrollo e Inversión Pública" vigente, el "Plan Nacional de Descarbonización" y la "Política para el aprovechamiento de los recursos excedentes en el Sistema Eléctrico Nacional para el desarrollo de una economía de hidrógeno verde", así como la "Política Regulatoria" emitida por la Junta Directiva de ARESEP; garantizando la no discriminación entre usuarios con las mismas condiciones, de conformidad con la Ley N°.7593.

(...)

VI. OBJETIVOS DE LA METODOLOGÍA

(...)

5. Establecer un mayor grado de flexibilidad en las tarifas a los usuarios finales del sistema de generación, específicamente en las tarifas de usuarios directos, que promueva la eficiencia, la competitividad del sector y la atracción de inversiones.

(...)

VII. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA

1. MODELO GENERAL (...)

Liquidación del periodo anterior Una vez aplicado por primera vez el modelo descrito en la presente metodología, en las sucesivas fijaciones ordinarias para el servicio de generación de energía eléctrica, deberán revisarse y actualizarse todas las estimaciones realizadas para el cálculo del ajuste tarifario vigente. De manera que se identifiquen y consideren las siguientes diferencias: a) Para tarifas puntuales: diferencias entre los valores estimados para todas las variables que se consideran en el cálculo del ajuste tarifario con tarifas puntuales y los valores reales identificados para las tarifas puntuales durante el período en que el ajuste tarifario estuvo vigente; y b) Para tarifas máximas: Para los consumos no incrementales (todo consumo de T-UD no reconocido como consumo incremental por medio de un contrato o convenio), solo se reconocerán diferencias entre los ingresos estimados en el cálculo del ajuste tarifario y los ingresos reales, cuando estas diferencias se originen en variaciones en las cantidades vendidas. No se reconocerán desviaciones sobre las estimaciones de tarifas máximas cuando las diferencias sean ocasionadas por los precios acordados en cada caso, en otras palabras, para efectos de liquidaciones, estas siempre serán reconocidas a su valor máximo. Para el caso de los consumos incrementales debidamente respaldados por convenios o contratos entre el prestador y los usuarios de TUD serán reconocidos a la tarifa acordada. No se consideran consumos incrementales los consumos correspondientes a usuarios T-UD nuevos.

El reconocimiento de las diferencias deberá superar los filtros de verificación y validación que establezca el área técnica encargada de las fijaciones tarifarias, en cumplimiento de los criterios de la Ley N.º 7593.

De esta forma, para los consumos no incrementales, la Aresep tomará en cuenta solo las desviaciones, que no son ocasionadas por los acuerdos de precios en las tarifas máximas, que se originan en el cálculo del ajuste tarifario vigente mediante estimaciones, respecto al cálculo del ajuste tarifario vigente considerando los valores observados -reales- y actualizados; la diferencia se agrega, afectando los ingresos al incluirse como una partida denominada liquidación del período anterior.

(...)

El ajuste por ingresos es la diferencia en los ingresos estimados incluidos en el cálculo de la tarifa puntual, máxima vigente o acordada con los ingresos reales obtenidos por la empresa generadora (para el caso de la tarifa T-UD, se asume que se cobran las tarifas máximas para los consumos no incrementales y la tarifas acordadas para los consumos incrementales), el cual se obtiene de la siguiente manera:

𝑰𝑻𝑨𝒛 = 𝑰𝑻𝑹𝒛 ? 𝑰𝑻𝑬𝒛 (Fórmula 9.2) Donde:

z = Período durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como referencia el último estado financiero auditado o disponible con información real con un desfase máximo de cuatro meses de información.

𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales Ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de ingresos reales e ingresos estimados para el período z.

𝐼𝑇𝑅𝑧 = Ingresos Totales Reales calculados según los criterios indicados anteriormente con respecto a la tarifa puntual, máxima y acordaba. Incluye los ingresos por concepto de venta de energía y otros ingresos para el período z.

𝐼𝑇𝐸𝑧 = Ingresos Totales Estimados. Incluye los ingresos por concepto de venta de energía y otros ingresos para el período z.

(...)

2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS TOTALES.

(...)

2.1.1. Ingresos por ventas a otras empresas distribuidoras y por ventas al servicio de distribución propio (...)

Ingresos por ventas de energía. Los ingresos por venta de energía se obtienen de multiplicar la tarifa vigente puntual, máxima o acordada por empresa y las ventas de energía estimadas por empresa o cliente para el período t+1, en el cual va a estar vigente la tarifa. Para efectos de la estimación de los ingresos por ventas de energía, las tarifas máximas siempre serán reconocidas a su valor máximo, excepto por los consumos incrementales debidamente respaldados por convenios o contratos entre el prestador y el usuario de T-UD, que serán reconocidos a la tarifa acordada. Todo consumo que no sea respaldado por un convenio o contrato entre las partes será considerado como no consumo incremental y, por tanto, será reconocido al valor máximo de la tarifa máxima. Los ingresos por ventas de energía se determinan de la siguiente manera:

Donde:

(...)

𝑇𝐺𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Tarifa de generación puntual vigente por kWh para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de generación correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kWh para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1 o la tarifa acordada por kWh para los consumos incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima en el consumo no incremental de los usuarios de T-UD, la tarifa acordada para los consumos incrementales debidamente respaldados e identificados por medio de convenios o contratos entre el prestador y los usuarios de T-UD y tarifas puntuales en los demás tipos de tarifas.

𝑇𝐺$,𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Tarifa de generación puntual vigente por kWh, expresada en USD, para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de generación correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kWh, expresada en USD, para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1 o la tarifa acordada por kWh, directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima el consumo no incremental de los usuarios de T-UD, la tarifa acordada para los consumos incrementales debidamente respaldados e identificados por medio de convenios entre el prestador y los usuarios de T-UD y tarifas puntuales en los demás tipos de tarifas.

(...)

Ingresos por ventas de potencia. Los ingresos por ventas de potencia también se obtienen como el producto de la tarifa puntual o máxima de generación correspondiente y la potencia estimada. Para efectos de la estimación de los ingresos por ventas de potencia, siempre se empleará el valor máximo de las tarifas máximas. Se determina de la siguiente manera:

Donde:

(...)

𝑇𝐺𝒆𝒎,𝒑𝒉,𝒕𝒎 = Tarifa de generación puntual vigente por kW para las tarifas TCB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de generación correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1 o la tarifa de generación máxima vigente por kW para la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima en la T-UD y tarifas puntuales en los demás tipos de tarifas.

𝑻𝑮$,𝒆𝒎,𝒑𝒉 = Tarifa de generación puntual vigente, expresada en USD, para para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de generación correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1 o la tarifa de generación máxima vigente, expresada en USD, por kW para la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima en la T-UD y tarifas puntuales en los demás tipos de tarifas.

Una vez entren en vigor los cambios propuestos en esta reforma parcial de la "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural", se instruye a la Intendencia de Energía, a emitir una resolución, donde señale que, la tarifa TUD vigente en ese momento se transforma en tarifa máxima.

(...)"

II.Tener como respuesta a la coadyuvancia presentada en la audiencia pública virtual celebrada 16 de enero de 2024, lo señalado en el informe IN-0012-CDR-2024, del 8 de marzo de 2024 y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.

III.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a notificar al Instituto Costarricense de Electricidad, la respuesta a la coadyuvancia planteada en la audiencia pública virtual, así como la presente resolución, en un solo acto.

IV.Instruir a la Secretaría de Junta Directiva de la Aresep, para que proceda 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 la "Metodología Tarifaria Ordinaria para el Servicio de Generación de Energía Eléctrica brindado por Operadores Públicos y Cooperativas de Electrificación Rural", resolución RJD-141-2015, del 27 de julio de 2015, 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.