Partial amendment to the Reference Tariff Methodology for new private hydroelectric generation plantsModificación parcial a la Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas

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

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

Now, article 9 of Law No. 7593 provides that Aresep will continue to exercise the competence that Law No. 7200 and its amendments grant to the National Electricity Service (SNE) regarding private electricity generation for sale to ICE. Likewise, it provides that no provider of a public service described in article 5 of this Law may provide the service if it does not have a tariff or price previously set by Aresep.

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

These rules, in turn, must be consistent with articles 32, 34, 41, and 42 of the Sectoral Regulation of Electrical Services (Executive Decree No. 29847-MPMINAE-MEIC), which provide, as relevant:

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

The Regulatory Authority shall monitor the different regulated services of the electrical industry to establish compliance with the conditions of service provision, for which it will use:

a. The information requested from regulated companies, according to article 24 of Law No. 7593.

b. Compliance with current regulations.

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

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

e. Any other information that, in the opinion of the Regulatory Authority, is necessary to fulfill its functions." "Article 34.-Issuance of technical and economic standards.

The Regulatory Authority, in accordance with the provisions of Law No. 7593 and after consultation and coordination with the electrical companies, shall issue the standards under which the service will be regulated and evaluated, encompassing the regulatory and evaluation factors set forth in article 16, in such a way as to achieve the necessary balance between the timeliness and feasibility of the investments required by each electrical company and the guarantee of continuous improvement of the regulatory and evaluation factors." "Article 41.-Responsibility of the Regulatory Authority.

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

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

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

c. Applying the sanctions stipulated in Law No. 7593 and its Regulation." "Article 42.-Sanctions. The sanctions to be applied for non-compliance with the standards of this regulation or the technical and economic standards issued by the Regulatory Authority shall be carried out in accordance with the provisions of Law No. 7593 and related laws." For its part, article 29 of Law No. 7593 provides that: "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." The procedure for setting tariffs is regulated in article 30 of Law No. 7593, and in turn, article 31 of this law establishes that to set tariffs, model productive structures or the particular situation of each company must be taken into account. Furthermore, said norm provides that Aresep must apply annual tariff adjustment models, based on the modification of variables external to the administration of service providers, such as inflation, exchange rates, interest rates, hydrocarbon prices, wage adjustments made by the Executive Branch, and any other variable that Aresep deems pertinent. Thus, in the tariff procedure, each petition regarding tariffs and prices must be duly justified, as provided in article 33 of Law No. 7593, and the tariffs and prices set by Aresep shall take effect as of their publication in the Official Newspaper La Gaceta or as of the moment indicated by the corresponding resolution, article 34 ibidem.

Along these lines, article 15 of the Regulation to Law No. 7593, Decree No. 29732-MP, provides that models, which must be approved by Aresep in accordance with the law, shall be used to set tariffs.

For its part, subsection 36 of Law No. 7593 provides the public hearing procedure to be followed in the formulation or review of price and tariff setting models, as well as the formalization and review of technical standards, in which persons with a legitimate interest may participate to express their views. Said subsection is regulated in articles 44 to 56 of Decree No. 29732-MP, in relation to subsection 9 of the Political Constitution, thus manifesting the exercise of the constitutional right of citizen participation, which has been established by the jurisprudence of the Constitutional Chamber, among others, in judgment No. 7213-2012, establishing the obligation of Aresep to guarantee citizen participation in the formulation of tariff methodologies (in the same sense, see judgments No. 016649-2009 and No. 17093-2008).

Likewise, from article 31 of Law No. 7593, in conjunction with subsection 16 of article 6 of the Internal Regulation of Organization and Functions of the Regulatory Authority and its Deconcentrated Body (RIOF), it follows that the Board of Directors of Aresep has the competence to approve the tariff methodologies to be applied in the various regulated sectors under the competence of Aresep.

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

For its part, article 21.3 of the RIOF establishes that the CDR is responsible for the "(...) review of the validity and competitiveness of the models being applied by Aresep to regulate public services." From the norms cited above, it can be inferred that Aresep has the exclusive and exclusionary competence for setting the tariffs of public services regulated under Law No. 7593, a competence that is inalienable, non-transferable, and imprescriptible, as established in subsection 66 of the General Law of Public Administration (LGAP).

In that sense, defining and establishing the tariff methodologies or models through which the tariffs of public services subject to its regulation will be determined, along with the technical standards that guarantee the correct provision of public services, forms an essential part of the powers conferred on Aresep. The First Chamber of the Supreme Court of Justice, in judgment No. 001687-F-S1-2012, has indicated with respect to the powers of Aresep to establish tariff methodologies, that: "the Regulatory Authority constitutes the public authority that, through its actions, enables the realization of those postulates (...). Its exclusive and exclusionary powers allow it to establish the economic parameters that will regulate the contract, balancing the interests of the operator and the users." In this line of analysis, the Office of the Attorney General of the Republic (PGR), in repeated pronouncements, has affirmed that the definition of tariff methodologies or models falls within the exclusive and exclusionary competence of Aresep to set tariffs, such as opinions C-165-2014 of May 27, 2014, and C-416-2014 of November 24, 2014. Thus, the following is cited from opinion C-416-2014: "c) The definition of tariff methodologies or models falls within the exclusive and exclusionary competence of ARESEP to set tariffs, without being obliged to coordinate with other entities or bodies." This same position has been reiterated by the PGR in opinion C-023-2017 of February 1, 2017.

In addition to the above, it must be noted that the establishment of tariff methodologies and criteria by Aresep is clearly framed within the technical discretion recognized for this entity, provided that the cost-of-service principle is respected. The foregoing is consistent with articles 15, 16, and 160 of the General Law of Public Administration (LGAP).

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

"There is no doubt that ARESEP may determine the models for evaluating tariff requests, based on 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 provider companies (parameters of the principle of service at cost). For this, Law No. 7593 grants it a fairly broad framework of action (cardinales 6 inciso d) and 29 to 37). However, it must be remembered that the discretion is for choosing, in a first stage, between one or several technical methods that will be applied in a second moment after their formalization (in the procedure itself)." In this same vein, this same Chamber has indicated that:

"(...) Note that the same legislation empowers it to approve, reject, or modify the proposal of that body, which in itself leads to the conclusion that it is a non-binding proposition, which, therefore, does not impose any constraint on that authority, which, in light of the foregoing, holds exclusive powers in this matter, ergo, excluding any other public body or entity. However, this particularity does not mean in the least that the final decision that ARESEP must adopt is absolutely discretionary. While it is true that this authority has a 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. As part of the principle of legality, tariffs must be established in accordance with the mechanisms duly established for this purpose, through the procedure contained in Law No. 7593 (public hearing). Thus, once the tariff review model is established (which must be published in the Official Gazette), in principle, this is the calculation tool that must be used, and therefore, the instrument that determines whether or not there is a financial distortion that must be corrected, which provides legal certainty and constitutes a control parameter for price regulatory activity.

(...)" . Resolution No. 00557-F-2007 of August 10, 2007, of the First Chamber of the Supreme Court of Justice.

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

"(...) IV. (.) From that viewpoint, any claim regarding the existence of a duty of ARESEP to keep a single tariff-setting methodology based on the rate-of-return method unchanged during the concession period, which cannot be subsequently reviewed or modified, is inadmissible, since the right to tariff invariability or invariability of its setting methodology does not exist in the legal system for regulated public services. The foregoing, as expressed by the Court, means that tariffs and their methodologies must be able to be opportunely reviewed or varied, according to the conditions of the economic environment in which they apply, adjusting to the reality of the provision, in accordance with factual, technical, scientific, or legal criteria in fulfillment of the public interest."

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

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

As such, in application of the principle of legality (article 11 of the LGAP and article 11 of the Political Constitution), both the modifications of tariff methodologies and their application must be established in accordance with the mechanisms duly established by Aresep for this purpose, through the procedure contained in Law No. 7593 and its regulation (public hearing).

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

Regarding the electricity sector in Costa Rica, the definition of national policies and plans related to this sector, which guide the actions of the agents, corresponds to the Sub-Sectoral Energy Planning Secretariat (Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía, SEPSE), belonging to the Ministry of Environment and Energy (MINAE), an entity that prepares the National Energy Plan -PNE- (currently, the VII National Energy Plan 2015-2030 is in effect), and the Ministry of National Planning and Economic Policy, with the National Development and Public Investment Plan (PNDIP), to which Aresep is subject, according to the provisions of article 1, second paragraph, of Law No. 7593.

(*)(Note from Sinalevi: Thus modified its name by inciso a) of article 43 of the Regulation for the Implementation of Law No. 10441 of March 13, 2024 and the Operation of the National Public Investment System, approved by executive decree No. 45163 of August 8, 2025. Previously it was referred to as "National Development Plan (PND)") On the other hand, the task of regulating the electricity supply service in all its stages (generation, transmission, distribution, and commercialization) is the responsibility of Aresep, as indicated in article 5.a) of Law No. 7593, which provides its function of setting prices and tariffs, in addition to ensuring compliance with quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision standards, in the provision of both said public service and the other regulated services.

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

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

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

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

"Article 1. Scope of application. This Regulation defines and describes the main conditions under which the electrical service must be supplied, under normal operating conditions.

Its application is mandatory for electrical companies that are established in the country or that may become established under a concession regime, in accordance with the corresponding laws. The conditions stipulated herein may be expanded and detailed partially or totally by the terms of the service provision contract, signed between the subscriber and the company or between companies, with prior authorization from the Regulatory Authority, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

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

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 that are authorized to offer said service in any of its stages, in accordance with the corresponding laws.

And additionally, it is also established that, in applicable cases, 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 electrical company, or between electrical companies, with prior authorization from Aresep, provided that the conditions of service to third parties are not affected.

In the same sense, the "Regulation of Concessions for the Public Electricity Supply Service" (Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica) (Decree 30065-MINAE) is applicable to the service in question, which establishes:

"Article 2- This Regulation has the purpose of establishing the requirements and regulations for concessions regarding the provision of the public electricity supply service, in accordance with Articles 5 inciso a) and 9 of Law No. 7593 (...).

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

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

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

"(...) The supply of electrical energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization is a public service. By reason of that nature, inciso 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 electrical energy in those stages of generation, transmission, distribution, and commercialization. As can be observed, the law grants ARESEP the competence for setting tariffs on the public electricity supply service in all its stages, that is, from its generation to its commercialization (...)".

4.3. On the regulation of private generation The Law of "Autonomous or Parallel Electrical Generation" (Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela), Law No. 7200, in effect since October 18, 1990, defines in its article 1 autonomous or parallel generation as the energy produced by power plants of limited capacity, belonging to private companies or cooperatives that can be integrated into the national electrical system. For its part, article 3 of said Law declares the purchase of Electricity by ICE from private companies to be in the public interest.

Furthermore, article 14 establishes the power of Aresep to set the tariffs for the purchase of electrical energy by the Costa Rican Electricity Institute (Instituto Costarricense de Electricidad). Articles 3 and 14 cite what is of interest:

The purchase of electricity by ICE from cooperatives and private companies in which at least thirty-five percent (35%) of the share capital belongs to Costa Ricans, which establish power plants of limited capacity to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, is declared to be in the public interest.

1 Article 9 of Law No. 7593 expressly indicates that "The Regulatory Authority shall continue exercising the competence that Law No. 7200 and its reforms, of September 28, 1990, grant to the National Electricity Service".

For its part, the "Regulation to Chapter I of Law No. 7200 Law that authorizes autonomous or parallel electrical generation" (Reglamento al Capítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela), Executive Decree No. 37124-MINAET published in Supplement No. 72 to the Official Gazette La Gaceta No. 108 of June 5, 2012, establishes in its third article the participation of private generators:

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

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

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

These norms are consistent with the "Sectoral Regulation for Electrical Services" (Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos), Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, which provides what is of interest:

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

Tariff setting petitions must conform to Law No. 7593, its Regulation, and this Regulation." The comprehensive analysis of the legal framework that has been detailed allows concluding that, in accordance with the provisions of articles 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6 inciso d), 9, and 31 to 36 of Law No. 7593, numerals 4 inciso a) point 2), 14, 15, 16, 17, and 41 of Executive Decree No. 29732-MP, article 6 inciso 16 of the RIOF, article 14 of Law No. 7200, numeral 20 of Executive Decree No. 37124-MINAET, article 23 and 26 of the "Sectoral Regulation for Electrical Services" (Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos), Decree 29847-MP-MINAE-MEIC, it is the responsibility of Aresep to set the prices and tariffs for said public services, as well as to establish the methodologies or tariff models that will determine them. The foregoing is consistent with the reiterated jurisprudence of the corresponding courts and the opinions of the Attorney General's Office.

4.4. On the regulatory policy of ARESEP On October 5, 2021, through resolution RE-0206-JD-2021, the Board of Directors of Aresep approved the "Regulatory Policy of the Regulatory Authority of Public Services," whose fundamental objective is "to have instruments that allow the regulatory entity the optimal provision of regulated public services, through technical standards, quality criteria, tariff methodologies, information processes, and social participation that respond to changes caused by the economic and social context, the environment, technologies, or public policy decisions that require the regulatory entity to improve both its internal processes and interaction with the different elements of the environment." This Policy contains principles related to quality, service at cost, citizen participation, equity, inclusivity, 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 efficiency 4. Regulation with purpose 5. Regulation committed to sustainable development 6. Independent regulation coordinated with its environment These pillars support the general and specific objectives and the lines of intervention 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, thus allowing the satisfaction of user needs and the efficient provision of public services, incorporating the pillars of transversal and progressive application in all areas of institutional action.

Specific objectives:

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

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

Objective 3. Develop regulation that provides the necessary signals to guide the provision of public services towards the path of efficiency and effectiveness, both individually, by sector or industry, considering the principle of service at efficient 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, oriented towards goals, that considers risks and is based on available scientific evidence, flexible, enabling, and prospective, that manages to anticipate institutional action in the face of the dynamic conjunctural environment, 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 regulation and the provision of public services that promotes equity, contemplating territorial asymmetries.

Objective 6. Strengthen the independence, autonomy, and connection with the environment of the regulatory entity, so that decision-making is carried out in adherence to technical criteria, protected by regulations and in defense of institutional competencies, 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 tariff methodologies being processed, it is important to highlight what is indicated in the following strategies set forth in this Policy:

Strategy 3.1. Promote regulatory approaches that incentivize efficiency in providers, fostering competitive and accessible tariffs for users through regulatory instruments that are technically and factually supported, on 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 service at efficient industry cost.

Strategy 3.4. Develop flexible regulation that facilitates the incorporation of changing societal 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 and enabling instruments for change, considering the needs of society and force majeure events under the principles of proportionality, efficiency, effectiveness, participation, legal certainty, coordination, and transparency.

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

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 the energy transition.

Strategy 6.1. Provide legal certainty to different types of users, verifying in each regulatory instrument the strict adherence to the current legal framework.

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

(.)"

V.That the report IN-0003-CDR-2024, of January 17, 2024, which serves as the basis for this resolution, provides the justification that underpins the proposal for the partial modification of the "Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants" established by resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, which indicates:

"(...)

V. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICAL ENERGY GENERATION

5.1. Current situation of the regulated service Electrical energy generation is decentralized in the sense that it rests with multiple institutions, private generators, municipal companies, cooperatives, among others, which are distributed throughout the length and breadth of the country.

The main electrical energy generators in Costa Rica are:

. Costa Rican Electricity Institute (ICE): An autonomous State institution with the legal mandate to provide the electrical energy society requires for its development; it generates electrical energy through hydroelectric, thermal, geothermal, wind, and solar projects.

. National Power and Light Company S.A. (CNFL): A public company under private law, a subsidiary of ICE which owns 98% of the shares, with the remaining 2% held by private parties; it develops hydroelectric and wind projects for the generation of electrical energy.

. Administrative Board of the Municipal Electrical Service of Cartago (JASEC): A municipal institution, generates small amounts of electricity in its own hydroelectric plants.

. Public Services Company of Heredia S.A. (ESPH): A municipal company, has several hydroelectric projects for electrical energy generation.

. Rural electrification cooperatives: These include the cooperatives of Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), and COOPEGUANACASTE R.L., corresponding to legal entities of public convenience and utility and of social interest governed by private law. These cooperatives develop hydroelectric, wind, and solar electrical generation projects. In turn, these cooperatives have formed consortia from the union of all or part of the rural electrification cooperatives, such as the National Consortium of Rural Electrification Companies of Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) and CONSORCIO CUBUJUQUÍ, R.L., figures under which financing has been obtained for the development of generation projects that allow them to supply subscribers in their distribution area.

. Private electrical generation companies: Refers to private generators operating under the framework of Chapter I and Chapter II of the Law of Autonomous or Parallel Generation, 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; furthermore, the total 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 "Privadas" 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 Electrical Sector (SEN), provided they do so through renewable sources; in the graphs they are identified as "BOT"2 and are not subject to the tariffs established in this methodology.

2 English acronym for "Build, Operate and Transfer".

When analyzing the electrical energy generation service, in 2022, ICE represents the largest generator in the Costa Rican market, producing 68% of the electrical energy; meanwhile, private generators (Law No. 7200, Chapter I) represent 7.28% of the total national generation, revealing their importance for the stability and development of the SEN. This can be seen in the following graph.

Graph 1. Percentage of electrical energy generation by company, 2022 In general, in 2022, electrical energy generation reached 12,592.30 GWh3, which constituted an increase of 0.42% compared to 2021. However, in the case of private generators under Chapter I of Law No. 7200, there was a decrease in the electrical energy generated of 16.28%, going from 1,095.09 GWh to 916.84 GWh.

3 Annual report on generation and demand from the Electrical System Operation and Control Division, 2022 The main sources of electrical energy generation for private generators (Law No. 7200, Chapter I) are wind, hydro, and bagasse, which constitute 4.86%, 1.98%, and 0.44% of the total energy generated in the SEN. This is observed in the following table.

Table 1. Volume of electrical energy generation by company and generation source for years 2021 and 2022 In 2022, there was a significant contraction in electric power generation using hydroelectric sources linked to Chapter I of Law No. 7200 compared to 2021, with a reduction in generated energy of 24.79%.

However, if the behavior of generation with this source over this decade is analyzed, significant variability is observed depending on hydrology, with major contributions from hydroelectric generation from 2015 to 2022, except for the data obtained for 2019. This is observed in the following table.

Table 2. Electric power generation by source type, 2012-2022 As seen in the following graph, energy generated from hydroelectric sources is of the greatest importance nationally:

Graph 2. Distribution of electric power generation by source type, 2022 In relation to nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa), private companies (Law No. 7200, Chapter I) hold 8.44% of the capacity of the National Electric System (SEN) with 290,458 kW, as shown in the following graph.

Graph 3. Distribution of installed capacity by company, 2022 It should be highlighted that the distribution by generation source of the nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) of private companies (Law No. 7200, Chapter I) is 56.40%, 24.44%, and 19.15% for wind, hydro, and bagasse sources, respectively. However, not all nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) is under contract; in the case of hydro sources, 96.89% (53,899 kW) is under contract, for wind sources 94.58% (154,950 kW) is under contract, and 53.24% of the nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) from bagasse is under contract. Overall, 84.92% of the nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) of private generators (Law No. 7200, Chapter I) is under contract, as shown in the following table.

Table 3. Nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) and contracted capacity of private generators (Law No. 7200, Chapter I) by source type, 2022

VI. JUSTIFICATION FOR THE PROPOSED CHANGES

The justification for the proposed changes in the request from the Board of Directors (Junta Directiva) is based on the need to improve and clarify the regulatory processes related to private hydroelectric generation. These changes are supported by the following points:

- Update of operating costs (costos de explotación): The current methodology for updating operating costs (costos de explotación) lacks a clear specification regarding the price index to be used to carry out this update. The request is justified as a measure to clarify and standardize this process, ensuring that the same index is used in all tariff settings (fijaciones tarifarias) and that these are more transparent. This is essential for data-driven decision-making.

- Problems in the use of averages in the average investment calculation: The text in the current methodology indicates that simple averages should be used to calculate the average investment amount, which does not take into account the differences in the number of plants in each group. This can lead to distortions in the results and to tariffs that do not reflect the reality of the sector. The recommendation consists of not performing the considered grouping and calculating the simple average of the investment cost data for new hydroelectric plants with capacities equal to or less than 20 MW with available information, since such formation of plant groups does not affect the resulting tariff.

- Continuous improvement of regulatory instruments: In line with the commitment to continuously improve the regulatory instruments governing the private hydroelectric generation sector, the Board of Directors (Junta Directiva) considers it essential to address these issues. The request to review the methodology regarding the update of operating costs (costos de explotación) and the way of calculating the average investment amount aligns with the objective of promoting more robust and precise regulation.

In summary, the proposed changes are supported by the need to clarify and improve regulatory processes in the private hydroelectric generation sector. These changes seek to ensure that tariffs are fair, transparent, and based on accurate data, which will contribute to a more efficient and beneficial regulatory environment for all stakeholders.

(...)"

VI.Based on the results and considerations that precede, the appropriate course is: 1-To issue the partial amendment to the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021. 2-To instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep (Secretaría de la Junta Directiva de la Aresep) to proceed with the publication of this resolution in the official gazette La Gaceta. 3-To instruct the General Directorate Center for Regulatory Development (Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación) to proceed with the consolidation of the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, and coordinate with the Institutional Communication Department its dissemination on the institutional website. 4-To communicate this resolution to the General Directorate Center for Regulatory Development (Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación), the General Directorate of User Services (Dirección General de Atención al Usuario), and the Energy Superintendency (Intendencia de Energía), for their corresponding actions.

VII.In session 24-2024, held on April 4, 2024, and ratified on April 9, 2024, the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos), based on the final technical report IN-0003-CDR-2024 of January 17, 2024, official communication OF-0011-CDR-2024 of January 22, 2024, and OF-0050-DGAJR-2024 of January 30, 2024 from the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory (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 Public Services Regulatory Authority (Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Ley 7593), in Executive Decree 29732-MP "Reglamento a la Ley 7593", and in the "Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado" (RIOF); the following is ordered:

THE BOARD OF DIRECTORS OF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY

I.To issue the partial amendment to the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, in accordance with the following:

"(.)

a. In the "Alcance" section, partially modify the text so that the following content is added and reads as follows:

Alcance (...)

Information source The calculation of operating costs (costos de explotación) shall be done through the use of the financial-accounting information of the group of plants to which this methodology applies, and only the costs necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service, shall be considered in the calculation.

This information must be justified in accordance with Article 33 of Ley 7593; costs that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power contracted by ICE shall not be contemplated, nor those defined in Article 32 of that same Law, and it shall contemplate only the useful and usable costs necessary to provide the regulated public service, which is the sale of energy to ICE. The financial-accounting information from the latest available annual report shall be used, as will be detailed later, at the start date of the tariff setting process (proceso de fijación tarifaria), with the opening of the respective administrative file (expediente administrativo), in accordance with the regulatory accounting provisions issued for this sector.

The cutoff date for the input data of the variables to perform the tariff calculation shall be the fiscal year-end established nationally, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff setting procedure (procedimiento de fijación tarifaria), or failing that, the national fiscal year-end established by Law.

Additional considerations In the event that any source of information required for the calculation of any variable in this methodology becomes unavailable for use, the Energy Superintendency (Intendencia de Energía) (or the Aresep body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff setting process for this service), shall have the power to substitute this source of information with another source that is reliable, based on public information, issued by a competent entity, and that technically fulfills the required purpose. For which, a detailed justification of the change must be set forth in the report supporting the tariff study in which the new source of information will be incorporated, in a separate section.

When an additional indispensable variable is required to perform intermediate calculations, the Energy Superintendency (Intendencia de Energía) (or the Aresep body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff setting process for this service), shall have the power to apply these calculations using the criteria indicated in the preceding paragraph.

b. In the "Costos de explotación (CE)" section, modify the text of the last paragraph so that it reads as follows:

Operating costs (Costos de explotación, CE) (...)

This value shall be updated in each tariff setting (fijación tarifaria), using for its indexation the "manufacturing price index" (índice de precios a la manufactura) of the Central Bank of Costa Rica (BCCR), with the data from the latest cutoff available at the date of opening of the tariff file (expediente tarifario).

c. In the "Monto de la inversión unitaria (M)" section, partially modify the text of the third paragraph, subsection c), so that it reads as follows:

Unit investment amount (Monto de la inversión unitaria, M) (...)

From the mentioned information sources, all available data on investment costs of hydroelectric plants with installed capacities equal to or less than 20 MW shall be extracted. Subsequently, these data shall be subjected to the following treatment:

• a)Calculate the investment per kW installed for each plant (US$/KW).
• b)Obtain the simple average of the investment cost per kW installed for the plants used in the calculation.

d. Add the "Transitorio" section, so that it reads as follows:

Once the changes to the tariff methodology of the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, come into effect, the Energy Superintendency (Intendencia de Energía) must initiate, ex officio, within a maximum period of 60 calendar days; within that period, the opening of the tariff file (expediente tarifario) must be requested, the initial report issued, and the DGAU requested to convene the respective public hearing.

(...)"

II.To instruct the Secretariat of the Board of Directors of Aresep (Secretaría de la Junta Directiva de la Aresep) to proceed with the publication of this resolution in the official gazette La Gaceta.

III.To instruct the General Directorate Center for Regulatory Development (Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación) to proceed with the consolidation of the "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", issued through resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, and coordinate with the Institutional Communication Department its dissemination on the institutional website.

IV.To communicate this resolution to the General Directorate Center for Regulatory Development (Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación), the General Directorate of User Services (Dirección General de Atención al Usuario), and the Energy Superintendency (Intendencia de Energía), for their corresponding actions.

In compliance with the mandate of Article 245 of the General Law of Public Administration (Ley General de la Administración Pública), against this resolution, the ordinary remedy of reposición or reconsideration (recurso ordinario de reposición o reconsideración) is available, 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 (Junta Directiva de Aresep), the collegiate body responsible for resolving them.

It takes effect upon 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, n las áreas técnicas y económicas." A través de dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación específica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también vincula a la Aresep, en el ejercicio de sus potestades con respecto a dicho servicio.

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

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

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

"Artículo 2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones de las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro de energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la Ley Nº 7593 (...).

"Artículo 3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación de las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación y distribución y comercialización de energía eléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº7200 y sus reformas, las cuales serán tramitadas por la ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº 7593." La anterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro de energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de conformidad con el artículo 9 de la Ley N.º 7593, debe tener todo prestador de un servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en sus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica, sea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la Aresep (en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas).

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

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

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

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

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

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

1 El artículo 9 de la Ley N.º 7593 indica expresamente que "La Autoridad Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley Nº 7200 y sus reformas, del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad".

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Objetivo general:

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

Objetivos específicos:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Acorde con estos objetivos y estrategias, los cambios propuestos en las metodologías tarifarias buscan promover la eficiencia, la innovación y la flexibilidad, al permitir al ICE pagar tarifas de compra de energía más acordes con la realidad internacional de costos significativa y aceleradamente decrecientes.

(.)"

V.Que del informe IN-0003-CDR-2024, del 17 de enero de 2024, y que sirve de base para la presente resolución, se extrae la justificación que fundamenta la propuesta de modificación parcial de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas" dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, el cual indica:

"(...)

V. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA 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"2 y no están sujetas a las tarifas establecidas en la presente metodología.

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

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

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

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

Tabla 1. Volumen de generación de energía eléctrica por empresa y fuente de generación para los años 2021 y 2022 En el año 2022, se presentó una importante contracción en la generación de energía eléctrica con fuentes hidroeléctricas vinculadas al Capítulo I de la Ley No. 7200 respecto al año 2021, con una reducción en la energía generada del 24,79%.

No obstante, si se analiza el comportamiento en la generación con esta fuente durante esta década, se observa una importante variabilidad dependiendo de la hidrología, teniendo importantes aportes de generación hidroeléctrica de 2015 a 2022, excepto el dato obtenido para el 2019. Esto se observa en la siguiente tabla.

Tabla 2. Generación de energía eléctrica por tipo de fuente, 2012-2022 Tal como se observa en el siguiente gráfico, la energía generada por fuente hidroeléctrica es la mayor importancia a nivel nacional:

Gráfico 2. Distribución de la generación de energía eléctrica según tipo de fuente, 2022 En relación con la capacidad instalada en placa, las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) poseen 8,44% de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con 290 458 kW, como se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico 3. Distribución de la capacidad instalada por empresa, 2022 Cabe resaltar que la distribución por fuente de generación de la capacidad instalada en placa de las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) es de 56,40%, 24,44% y 19,15% para las fuentes eólica, hidro y bagazo respectivamente. No obstante, no toda la capacidad instalada en placa se encuentra contratada, en el caso de las fuentes hidro se encuentra en contrato el 96,89% (53 899 kW), en las fuentes eólicas se encuentra en contrato un 94,58% (154 950 kW) y un 53,24% de la capacidad instalada en placa de bagazo se encuentra bajo contrato. En general, se encuentra bajo contrato el 84,92% de la capacidad instalada en placa de los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I), como se observa en la siguiente tabla.

Tabla 3. Capacidad instalada en placa y en contrato de los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I) por tipo de fuente, 2022

VI. JUSTIFICACIÓN DE LOS CAMBIOS PROPUESTOS

La justificación de los cambios propuestos en la solicitud de la Junta Directiva se basa en la necesidad de mejorar y clarificar los procesos regulatorios relacionados con la generación privada hidroeléctrica. Estos cambios se respaldan en los siguientes puntos:

- Actualización de costos de explotación: La metodología vigente para la actualización de los costos de explotación carece de una especificación clara sobre el índice de precios que debe utilizarse para llevar a cabo esta actualización. La solicitud se justifica como una medida para aclarar y estandarizar este proceso, garantizando que se utilice el mismo índice en todas las fijaciones tarifarias y que estas sean más transparentes. Esto es esencial para la toma de decisiones basadas en datos.

- Problemas en la utilización de promedios en el cálculo de inversión promedio: El texto en la metodología vigente señala que se debe utilizar promedios simples para calcular el monto de inversión promedio, con lo cual no se toma en cuenta las diferencias en la cantidad de plantas en cada grupo. Esto puede conducir a distorsiones en los resultados y a tarifas que no reflejen la realidad del sector. La recomendación consiste en no realizar el agrupamiento considerado y calcular el promedio simple de los datos de costos de inversión las plantas hidroeléctricas nuevas con capacidades iguales o menos a 20 MW con información disponible, ya que dicha conformación de grupos de plantas no incide sobre la tarifa resultante.

- Mejora continua de los instrumentos regulatorios: En línea con el compromiso de mejorar continuamente los instrumentos regulatorios que rigen el sector de generación privada hidroeléctrica, la Junta Directiva considera fundamental abordar estas cuestiones. La solicitud de revisar la metodología en cuanto a la actualización de costos de explotación y la forma de calcular el monto de inversión promedio se alinea con el objetivo de promover una regulación más sólida y precisa.

En resumen, los cambios propuestos están respaldados por la necesidad de aclarar y mejorar los procesos regulatorios en el sector de generación privada hidroeléctrica. Estos cambios buscan garantizar que las tarifas sean justas, transparentes y basadas en datos precisos, lo que contribuirá a un entorno regulatorio más eficiente y beneficioso para todos los interesados.

(...)"

VI.Que con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es: 1-Dictar la modificación parcial a la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021. 2-Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta. 3- Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, para que proceda con la consolidación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación en la página web institucional. 4-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.

VII.Que en la sesión 24-2024, celebrada el 04 de abril de 2024, y ratificada el 9 de abril de 2024, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con fundamento en el informe técnico final IN-0003-CDR-2024 del 17 de enero de 2024, el oficio OF-0011-CDR-2024 del 22 de enero de 2024 y el OF-0050-DGAJR-2024 del 30 de enero 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 de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, de conformidad con lo siguiente:

"(.)

a. En la sección "Alcance", modificar parcialmente el texto para que se adicione el siguiente contenido y se lea de la siguiente manera:

Alcance (...)

Fuente de información El cálculo de los costos de explotación se hará mediante el uso de la información financiero-contable del grupo de plantas a las que les aplique esta metodología y se considerará en el cálculo únicamente los costos necesarios para mantener y operar la potencia contratada por el ICE, que corresponde al servicio público regulado.

Esa información deberá estar justificada de conformidad con el artículo 33 de la Ley 7593, no se contemplarán los costos que no correspondan a los necesarios para mantener y operar la potencia contratada por el ICE, ni los definidos en el artículo 32 de esa misma Ley, y contemplará únicamente los costos útiles y utilizables necesarios para prestar el servicio público regulado, que es la venta de energía al ICE. Se utilizará la información financierocontable del último reporte anual disponible, como se detallará más adelante, a la fecha de inicio del proceso de fijación tarifaria, con la apertura del respectivo regulatoria emitidas para este sector.

La fecha de corte de los datos insumo de las variables para realizar el cálculo tarifario, será la fecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es el 31 de diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación tarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.

Consideraciones adicionales En caso de que alguna fuente de información requerida para el cálculo de alguna variable de la presente metodología deje de estar disponible para su utilización, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta Directiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria de este servicio), tendrá la facultad de sustituir esta fuente de información por otra fuente que sea confiable, basada en información pública, emitida por un ente competente y que técnicamente logre cumplir la finalidad requerida. Para lo cual, se deberá exponer una justificación detallada del cambio, en el informe que sustenta el estudio tarifario en el que se incorporará la nueva fuente de información, en un apartado o sección independiente.

Cuando se requiera de alguna variable adicional indispensable para realizar cálculos intermedios, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta Directiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria de este servicio), tendrá la facultad de aplicar estos cálculos empleando los criterios señalados en el párrafo anterior.

b. En el apartado de "Costos de explotación (CE)" modificar el texto del último párrafo, para que se lea de la siguiente manera:

Costos de explotación (CE) (...)

Este valor se actualizará en cada fijación tarifaria, utilizando para su indexación "índice de precios a la manufactura" del Banco Central de Costa Rica (BCCR.), con el dato del último corte disponible a la fecha de apertura del expediente tarifario.

c. En el apartado de "Monto de la inversión unitaria (M)" modificar parcialmente el texto del tercer párrafo inciso c), para que se lea de la siguiente manera:

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

De las fuentes de información mencionadas, se extraerán todos los datos disponibles sobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas iguales o menores que 20 MW. Posteriormente, esos datos se someterán al siguiente tratamiento:

• a)Calcular la inversión por kW instalado para cada planta (US$/KW).
• b)Obtener el promedio simple del costo de inversión por kW instalado de las plantas utilizadas para el cálculo.

d. Adicionar el apartado de "Transitorio", para que se lea de la siguiente manera:

Una vez entren en vigor los cambios en la metodología tarifaria del "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, la Intendencia de Energía debe iniciar de oficio, en un plazo máximo de 60 días naturales, dentro de ese plazo se deberá solicitar la apertura del expediente tarifario, emitir el informe inicial y solicitar a la DGAU la convocatoria a la respectiva audiencia pública.

(...)"

II.Instruir a la Secretaría de la Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a realizar la publicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta.

III.Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, para que proceda con la consolidación de la "Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación en la página web institucional.

IV.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.