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  "id": "norm-101740",
  "citation": "Resolución 0014",
  "section": "norms",
  "doc_type": "resolution",
  "title_es": "Modificación parcial a la Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas",
  "title_en": "Partial amendment to the Reference Tariff Methodology for new private hydroelectric generation plants",
  "summary_es": "Esta resolución de la Junta Directiva de ARESEP modifica parcialmente la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas privadas nuevas, aprobada originalmente mediante RJD-152-2011 y sus reformas. Los cambios responden a una solicitud de revisión originada por un recurso del ICE, que señaló dos problemas en la metodología vigente: (1) falta de claridad sobre el índice de precios para actualizar los costos de explotación, lo que generaba incertidumbre en las fijaciones tarifarias; y (2) distorsiones en el cálculo del monto de inversión promedio debido al agrupamiento de plantas con diferentes capacidades, sin especificar si el promedio debía ser simple o ponderado. La resolución establece que los costos de explotación se actualizarán utilizando el índice de precios a la manufactura del BCCR, y que el monto de inversión unitaria se calculará con un promedio simple de los costos de inversión por kW instalado de todas las plantas hidroeléctricas nuevas con capacidad ≤ 20 MW, eliminando el agrupamiento previo. Además, se añade una disposición transitoria que obliga a la Intendencia de Energía a iniciar de oficio un nuevo procedimiento tarifario en un plazo máximo de 60 días naturales tras la entrada en vigor de los cambios. La decisión se fundamenta en la competencia exclusiva de ARESEP para fijar tarifas y metodologías, el principio de servicio al costo, y la necesidad de promover transparencia, eficiencia y mejora regulatoria. La modificación fue sometida a audiencia pública virtual sin recibir oposiciones.",
  "summary_en": "This resolution by the ARESEP Board of Directors partially amends the tariff methodology for new private hydroelectric plants, originally approved by RJD-152-2011 and its amendments. The changes respond to an ICE appeal that identified two issues in the current methodology: (1) lack of clarity on the price index to update operating costs, causing uncertainty in tariff settings; and (2) distortions in calculating the average investment amount due to grouping plants with different capacities, without specifying whether a simple or weighted average should be used. The resolution specifies that operating costs will be updated using the BCCR manufacturing price index, and that the unit investment amount will be calculated using a simple average of investment costs per installed kW from all new hydroelectric plants with capacity ≤ 20 MW, eliminating the previous grouping. It also adds a transitional provision requiring the Energy Regulatory Authority to initiate a new tariff proceeding within 60 calendar days after the changes take effect. The decision rests on ARESEP's exclusive authority to set tariffs and methodologies, the cost-of-service principle, and the goal of promoting transparency, efficiency, and regulatory improvement. The amendment underwent a virtual public hearing with no opposition.",
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  "date": "04/04/2024",
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  "keywords_es": [
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    "costos de explotación",
    "índice de precios a la manufactura",
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  "keywords_en": [
    "tariff methodology",
    "private hydroelectric generation",
    "operating costs",
    "manufacturing price index",
    "simple average investment",
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    "tariff setting"
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  "excerpt_es": "a. En la sección \"Alcance\", modificar parcialmente el texto para que se adicione el siguiente contenido y se lea de la siguiente manera:\n\nAlcance\n\n(...)\n\nFuente de información\n\nEl 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.\n\nEsa 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 financiero-contable 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 expediente administrativo, de conformidad con las disposiciones de contabilidad regulatoria emitidas para este sector.\n\nLa 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.\n\nConsideraciones adicionales\n\nEn 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.\n\nCuando 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.\n\nb. En el apartado de \"Costos de explotación (CE)\" modificar el texto del último párrafo, para que se lea de la siguiente manera:\n\nCostos de explotación (CE)\n\n(...)\n\nEste 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.\n\nc. 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:\n\nMonto de la inversión unitaria (M)\n\n(...)\n\nDe 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:\n\na) Calcular la inversión por kW instalado para cada planta (US$/KW).\n\nb) Obtener el promedio simple del costo de inversión por kW instalado de las plantas utilizadas para el cálculo.\n\nd. Adicionar el apartado de \"Transitorio\", para que se lea de la siguiente manera:\n\nTRANSITORIO\n\nUna 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.",
  "excerpt_en": "a. In the \"Scope\" section, partially amend the text to add the following content and read as follows:\n\nScope\n\n(...)\n\nInformation source\n\nThe calculation of operating costs shall be made using the financial-accounting information of the group of plants to which this methodology applies and shall consider in the calculation only the costs necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, which corresponds to the regulated public service.\n\nThat information must be justified in accordance with Article 33 of Law 7593; costs that do not correspond to those necessary to maintain and operate the power contracted by ICE, or those defined in Article 32 of the same Law, will not be considered, and it will include 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 will be used, as detailed below, at the start date of the tariff-setting procedure, with the opening of the respective administrative file, in accordance with the regulatory accounting provisions issued for this sector.\n\nThe cutoff date for the input data of the variables to perform the tariff calculation shall be the fiscal closing date established nationally, that is, December 31 of the year prior to the start of the tariff-setting procedure, or failing that, the national fiscal closing established by law.\n\nAdditional considerations\n\nIn the event that any information source required for the calculation of any variable of this methodology ceases to be available for use, the Energy Superintendence (or the ARESEP body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff-setting process of this service) shall have the power to substitute this information source with another reliable source, based on public information, issued by a competent entity, and that technically achieves the required purpose. For this, a detailed justification of the change must be provided in the report supporting the tariff study into which the new information source will be incorporated, in a separate section.\n\nWhen any additional variable indispensable for intermediate calculations is required, the Energy Superintendence (or the ARESEP body that the Board of Directors may designate as responsible for the tariff-setting process of this service) shall have the power to apply these calculations using the criteria indicated in the preceding paragraph.\n\nb. In the \"Operating Costs (CE)\" section, amend the text of the last paragraph to read as follows:\n\nOperating Costs (CE)\n\n(...)\n\nThis value shall be updated at each tariff setting, using for its indexing the \"manufacturing price index\" of the Central Bank of Costa Rica (BCCR), with the latest available data as of the opening date of the tariff file.\n\nc. In the \"Unit Investment Amount (M)\" section, partially amend the text of the third paragraph subsection c) to read as follows:\n\nUnit Investment Amount (M)\n\n(...)\n\nFrom 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, those data shall be subjected to the following treatment:\n\na) Calculate the investment per installed kW for each plant (US$/kW).\n\nb) Obtain the simple average of the investment cost per installed kW of the plants used for the calculation.\n\nd. Add the \"Transitional Provisions\" section to read as follows:\n\nTRANSITIONAL PROVISIONS\n\nOnce the changes to the tariff methodology of the \"Reference Tariff Methodology for new private hydroelectric generation plants\" come into effect, as established in resolution RJD-152-2011 and its amendments RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, the Energy Superintendence must initiate, ex officio, within a maximum period of 60 calendar days, within which period it must request the opening of the tariff file, issue the initial report, and request the DGAU to convene the respective public hearing.",
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    "label_en": "Active norm",
    "label_es": "Norma vigente",
    "summary_en": "ARESEP partially amends the tariff methodology for new private hydroelectric plants, establishing the use of the BCCR manufacturing price index to update operating costs and calculation of the investment amount using a simple average without plant grouping.",
    "summary_es": "ARESEP modifica parcialmente la metodología tarifaria para plantas hidroeléctricas privadas nuevas, estableciendo el uso del índice de precios a la manufactura del BCCR para actualizar costos de explotación y el cálculo del monto de inversión mediante promedio simple sin agrupamiento de plantas."
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  "pull_quotes": [
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      "context": "Considerando VI, apartado b",
      "quote_en": "This value shall be updated at each tariff setting, using for its indexing the \"manufacturing price index\" of the Central Bank of Costa Rica (BCCR), with the latest available data as of the opening date of the tariff file.",
      "quote_es": "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."
    },
    {
      "context": "Considerando VI, apartado c",
      "quote_en": "Obtain the simple average of the investment cost per installed kW of the plants used for the calculation.",
      "quote_es": "Obtener el promedio simple del costo de inversión por kW instalado de las plantas utilizadas para el cálculo."
    },
    {
      "context": "Considerando VI, apartado d (Transitorio)",
      "quote_en": "The Energy Superintendence must initiate, ex officio, within a maximum period of 60 calendar days, within which period it must request the opening of the tariff file, issue the initial report, and request the DGAU to convene the respective public hearing.",
      "quote_es": "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."
    }
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        "label": "Ley 7200  Art. 14"
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Que el 18 de octubre de 1990, se publicó en La Gaceta Nº197, la Ley Nº7200 o \"Ley que Autoriza la\nGeneración Eléctrica Autónoma o Paralela\", la cual fue modificada por la Ley N.º 7508 publicada en\nLa Gaceta Nº104 del 31 de mayo de 1995, se declara de interés público la compra de electricidad, por\nparte del ICE, a las cooperativas y a las empresas privadas, en las cuales, por lo menos el treinta\ny cinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que establezcan centrales\neléctricas de capacidad limitada para explotar el potencial hidráulico en pequeña escala y de\nfuentes de energía que no sean convencionales. Esta Ley faculta a la Aresep para fijar las\nrespectivas tarifas de compraventa de energía.\n\nII. Que el 10 de agosto de 2011, la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos (Aresep), mediante la resolución RJD-152-2011, aprobó la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", publicada en La Gaceta N°68\ndel 01 de setiembre de 2011, y modificada mediante las resoluciones RJD-161-2011 del 26 de octubre\nde 2011 publicada en La Gaceta Nº230 del 30 de noviembre de 2011, RJD-013-2012 del 29 de febrero de\n2012 publicada en La Gaceta Nº74 del 17 de abril de 2012, RJD-027-2014 del 20 de marzo de 2014\npublicada en el Alcance Digital Nº10 a la Gaceta Nº65 del 2 de abril de 2014 y RJD-017-2016 del 8 de\nfebrero de 2016, publicada en el Alcance Digital Nº17 a la Gaceta Nº31 del 15 de febrero de 2016.\n\nIII. Que el 28 de setiembre de 2021, la Junta Directiva de la Aresep, mediante la resolución\nRE-0205-JD-2021, aprobó una modificación parcial de la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", la cual se publicó en La Gaceta N.º 196 del\n12 de octubre de 2021.\n\nIV. Que el 15 de octubre de 2021, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), interpuso\nrecurso de reposición o reconsideración contra la resolución RE-0205-JD-2021 del 28 de setiembre de\n2021, referente a la modificación parcial de la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de\ngeneración privada hidroeléctricas nuevas\". (Expediente PIRM-008-2023, folios 46 al 58)\n\nV. Que el 18 de octubre de\n2021, la Secretaría de Junta Directiva (SJD), mediante el memorando\nME-0234-SJD-2021, remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y\nRegulatoria (DGAJR), para su análisis, el recurso de reposición o\nreconsideración interpuesto por el ICE contra la resolución RE-0205-JD-2021.\n(Expediente PIRM-008-2023, folio 59)\n\nVI. Que el 7 de diciembre\nde 2022, la DGAJR, mediante el oficio OF-0927-DGAJR-2022, emitió criterio\njurídico sobre el recurso ordinario de reposición o reconsideración interpuesto\npor el ICE contra la resolución RE-0205-JD-2021 del 28 setiembre de 2021.\n(Expediente PIRM-008-2023, folios 60 al 90)\n\nVII. Que el 4 de mayo de\n2023, la SJD, mediante oficio el OF-0315-SJD-2023, remitió al CDR el acuerdo\n13-30-2023, del acta de la sesión extraordinaria 30-2023, celebrada el 13 de\nabril de 2023 y ratificada el 26 de abril de 2023, para que se valore lo\nseñalado por el recurrente en cuanto al procedimiento de actualización de los\ncostos de explotación y la utilización de los promedios establecido en la\nRE-0205-JD-2021. (Expediente PIRM-008-2023, folios del 91 al 103)\n\nVIII. Que el 30 de junio de\n2023, el CDR, mediante el oficio OF-0216-CDR-2023, en cumplimiento del acuerdo\n13-30-2023, remitió a la Junta Directiva de la Aresep,\nel análisis y valoración del procedimiento de actualización de los costos de\nexplotación y la utilización de los promedios establecido en la\nRE-0205-JD-2021, así como una recomendación al respecto. (Expediente\nPIRM-008-2023, folios del 104 al 114)\n\nIX. Que el 11 de julio de\n2023, la Junta Directiva de la Aresep, mediante el\nacuerdo 06-56-2023, de la sesión ordinaria 56-2023, ratificada el 19 de julio\nde 2023, acordó: \"I. Dar por cumplido el\nacuerdo de Junta Directiva 13-30-2023, del acta de la sesión extraordinaria\n30-2023, celebrada el 13 de abril de 2023 y ratificada el 26 de abril de 2023,\ndonde se solicita trasladar al Centro de Desarrollo de la Regulación para que\nse valore lo señalado por el recurrente en cuanto al procedimiento de\nactualización de los costos de explotación y la utilización de los promedios\nestablecido en la RE-0205-JD-2021. II. Instruir a la Dirección General\nCentro de Desarrollo de la Regulación, para\nque inicie con el proceso de revisión de la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012,\nRJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, en cuanto al procedimiento de\nactualización de los costos de explotación y la utilización de los promedios\npara la obtención del monto de inversión y envíe en un plazo de tres meses una\npropuesta a la Junta Directiva\".\n\nX. Que el 20 de julio de 2023, la SJD, mediante el oficio OF-0564-SJD-2023, comunicó al CDR, el\nacuerdo 06-56-2023, con el objetivo de iniciar el proceso de revisión de la \"Metodología tarifaria\nde referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021, en cuanto al procedimiento de actualización de los costos de explotación y la\nutilización de los promedios para la obtención del monto de inversión y enviar en un plazo de tres\nmeses una propuesta a la Junta Directiva de la Aresep. (Expediente PIRM-008-2023, folios del 115 al\n120)\n\nXI. Que el 21 de julio de\n2023, el Regulador General, mediante el oficio OF-0949-RG-2023, solicitó al CDR\natender el punto 2 del acuerdo de Junta Directiva 06-56-2023 y enviar con fecha\nmáxima al 12 de octubre de 2023, lo requerido en el acuerdo en cuestión. (Expediente\nPIRM-008-2023, folio 121)\n\nXII. Que el 28 de agosto de\n2023, el CDR, mediante el oficio OF-0275-CDR-2023, le solicitó al Departamento\nde Gestión Documental (DGD), la apertura de un expediente para el trámite de la\nmodificación de la metodología señalada, asignándose el número de expediente\nPIRM-008-2023. (Folios 1 y 2)\n\nXIII. Que el 8 de setiembre de 2023, el Director General del CDR, mediante el oficio\nOF-0294-CDR-2023, le remitió al Regulador General, basado en la recomendación de la Fuerza de Tarea,\nla solicitud de autorización para prescindir de la etapa \"7.1 Propuesta conceptual\" del \"DR-PO-03:\nProcedimiento para desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos\" en lo\nreferente al trámite de la propuesta para la modificación parcial de la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021; tramitada bajo el expediente PIRM-008-2023. (Folios 3 y 4)\n\nXIV. Que el 18 de setiembre de 2023, el Regulador General, mediante la resolución RE-0445-RG-2023,\ndispuso \"Prescindir, de conformidad con lo establecido en el Procedimiento \"DR-PO-03, Procedimiento\npara desarrollar y modificar metodologías tarifarias y reglamentos técnicos\" y por motivos de\nconveniencia y oportunidad, de las actividades de la etapa 7.1, dentro del procedimiento de\ndesarrollo de la propuesta para la modificación de la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", aprobadas mediante las resoluciones\nRJD-152-2011, RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021; para que se\ncontinúe con la etapa 7.2 y siguientes de dicho procedimiento\". (Folios 10 a 19)\n\nXV. Que el 27 de setiembre\nde 2023, el CDR, mediante el oficio OF-0316-CDR-2023, trasladó a la Intendencia\nde Energía (IE), a la Dirección General de Atención del Usuario (DGAU) y al\nConsejero del Usuario, el informe preliminar IN-0056-CDR-2023 de la propuesta\nde modificación parcial de la citada metodología tarifaria. (Expediente\nPIRM-008-2023, folios 122 y 123)\n\nXVI. Que el 5 de octubre de\n2023, la DGAU y el Consejero del Usuario, mediante el oficio OF-1958-DGAU-2023,\nremitieron sus observaciones a la propuesta de modificación de la citada\nmetodología tarifaria. (Expediente PIRM-008-2023, folios 160 al169)\n\nXVII. Que el 5 de octubre de\n2023, la IE, mediante el oficio OF-1010-IE-2023, remitió al CDR sus\nobservaciones a la propuesta de modificación de la citada metodología\ntarifaria. (Expediente PIRM-008-2023, folio 214)\n\nXVIII. Que el 12 de octubre de\n2023, el CDR, mediante OF-0335-CDR-2023, remitió al Regulador General en su\ncondición de presidente de la Junta Directiva de la Aresep,\nel informe técnico IN-0060-CDR-2023, que contiene la propuesta de modificación\nparcial de la \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y\nsus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y\nRE-0205-JD-2021, para su valoración. (Folios 80 y 81)\n\nXIX. Que el 12 de octubre de\n2023, la SJD, mediante el memorando ME-0169-SJD-2023, trasladó a la DGAJR, la\npropuesta de modificación parcial de la \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas\nnuevas\",\ndictada\nmediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011,\nRJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, para la elaboración\nde la resolución correspondiente. (Folio 82)\n\nXX. Que el 19 de octubre de 2023, la DGAJR, mediante el oficio OF-0660-DGAJR-2023, remitió a la SJD,\nla propuesta de resolución para la respectiva convocatoria a audiencia pública, referente a la\npropuesta de modificación parcial de la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de\ngeneración privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-\n\n2011 y sus\nmodificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y\nRE-0205-JD-2021, conforme a lo requerido mediante el memorando\nME-0169-SJD-2023. (Folios 83 y 84)\n\nXXI. Que el 8 de noviembre de 2023, la Junta Directiva de la Aresep, mediante el acuerdo 04-90-2023,\ndel acta de la sesión extraordinaria 90-2023, celebrada el 2 de noviembre de 2023 y ratificada el 7\nde noviembre de 2023, acordó entre otras cosas, \"II. Ordenar a la Administración, para que someta al\nprocedimiento de audiencia pública, la propuesta de la modificación parcial de la metodología\ntarifaria aplicable a los generadores privados de energía hidroeléctrica con plantas nuevas de\ngeneración aprobada mediante la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación\nprivada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones\nRJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, únicamente en lo referente\nen cuanto al procedimiento de actualización de los costos de explotación y la utilización de los\npromedios para la obtención del monto de inversión, de conformidad con lo establecido en el artículo\n36 inciso d) de la Ley 7593 (.)\". (Folios 3 al 44)\n\nXXII. Que el 22 de noviembre de 2023, en el diario oficial La Gaceta N°217 y en los medios de\ncirculación nacional La Extra y La Teja, se publicó la convocatoria a la audiencia pública virtual\npara conocer la propuesta de modificación parcial a la \"Metodología tarifaria de referencia para\nplantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y\nsus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021,\nprogramada para el 8 de enero de 2024, a las 17 horas y 15 minutos, por medio de la plataforma Zoom.\n(Folios 96 al 99)\n\nXXIII. Que el 8 de enero de\n2024, de conformidad con el acta AC-0024-DGAU-2024 del 11 de enero de 2024,\nemitida por la DGAU, se realizó la audiencia pública virtual. (Folio 104)\n\nXXIV. Que el 11 de enero de 2024, la DGAU, mediante el informe IN-0012-DGAU-2024, emitió el \"Informe\nde Oposiciones y Coadyuvancias\" en el cual informó que \"de acuerdo con lo establecido en la Ley\n7593, artículo 36, y en el Decreto 29732-MP, artículos 50 a 56, no se recibió ninguna posición\".\n(Folio 103)\n\nXXV. Que el 17 de enero de 2024, el CDR, mediante el informe IN-0003-CDR-2024, emitió el \"Informe\ntécnico post audiencia de la propuesta de modificación parcial de la Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021. (Folios 106 a 141)\n\nXXVI. Que el 22 de enero de 2024, el CDR, mediante el oficio OF-0011-CDR-2024, remitió al Regulador\nGeneral, en su condición de presidente de la Junta Directiva de la Aresep, el informe técnico\nIN-0003-CDR-2024, correspondiente a la propuesta de modificación parcial a la \"Metodología tarifaria\nde referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021\". (Folios 142 a 143)\n\nXXVII. Que el 22 de enero de 2024, la SJD, mediante el memorando ME-0005-SJD-2024, trasladó a la\nDGAJR, el informe técnico correspondiente a la propuesta de modificación parcial a la \"Metodología\ntarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante\nla resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014,\nRJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, emitido por el CDR, para el respectivo análisis post audiencia\npública y elaboración de la propuesta de resolución correspondiente. (Folio 144)\n\nXXVIII. Que el 30 de enero de 2024, la DGAJR, mediante el oficio OF-0050-DGAJR-2024, emitió el\n\"Análisis post audiencia pública de la propuesta de modificación parcial a la \"Metodología tarifaria\nde referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021\" y elaboró la propuesta de resolución respectiva. (Folios 145 a 154)\n\nXXIX. Que se ha realizado las\ndiligencias útiles y necesarias para el dictado de la presente resolución.\n\nCONSIDERANDO:\n\nI. Que la Ley 7593, en su\nartículo 5 inciso a), dispone que la Aresep, es el\nente competente para fijar los precios y tarifas de los servicios públicos, de\nconformidad con las metodologías que ella misma determine y debe velar por el\ncumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad,\noportunidad y prestación óptima de tales servicios públicos, dentro de los\ncuales se encuentra el suministro de energía eléctrica en las etapas de\ngeneración, transmisión, distribución y comercialización.\n\nII. Que de acuerdo con el artículo 45 de la Ley 7593 y el artículo 6, inciso 16) del \"Reglamento\nInterno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano\nDesconcentrado\" (RIOF), corresponde a la Junta Directiva de la Aresep, dictar y modificar las\nmetodologías regulatorias que se aplican en los diversos sectores regulados bajo su competencia;\ncumpliendo el procedimiento de audiencia pública establecido en el artículo 36 de la Ley 7593.\n\nIII. Que la Junta Directiva de la Aresep, mediante el acuerdo 06-56-2023, de la sesión ordinaria\n56-2023, celebrada el 11 de julio de 2023 y ratificada el 19 de julio de 2023, le solicitó al CDR,\nla revisión de la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones\nRJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, en cuanto al procedimiento\nde actualización de los costos de explotación y la utilización de los promedios para la obtención\ndel monto de inversión. En cuanto a la actualización de los costos de explotación, se señaló que la\nfalta de explicitación en la metodología vigente ha generado interrogantes respecto al uso del\níndice de precios que se debe utilizar para llevar a cabo esta actualización. Una intervención por\nparte de un recurrente ha subrayado esta inquietud, argumentando que la metodología no especifica\ncuál índice debe emplearse, particularmente cuando estas se realizan en momentos diferentes a la\nfecha de referencia de los datos contables. En cuanto a la utilización de promedios en el cálculo\ndel monto de inversión promedio. El ICE ha señalado que el método actual, que promedia los valores\npromedios de grupos de plantas, puede inducir distorsiones significativas en los resultados debido a\nlas diferencias en la cantidad de plantas incluidas en cada grupo. Además, dicho Instituto argumentó\nque la metodología no establece si debe utilizarse un promedio simple o ponderado. En este caso, se\nrecomienda eliminar la conformación de grupos de plantas, ya que el enfoque metodológico es\ndeterminar una tarifa para las plantas hidroeléctricas nuevas (independientemente de su capacidad\ninstalada) y para ello se utilizarán los datos disponibles sobre costos de inversión de plantas con\ncapacidades instaladas iguales o menores que 20 MW, por lo que estadísticamente se recomienda\nemplear un promedio simple. La intención es asegurar que las tarifas puedan ser calculadas de manera\nmás precisa y de acuerdo con la mejor técnica estadística aplicable, promoviendo así la\ntransparencia y la mejora regulatoria en sector regulado. Este proceso busca garantizar una\nregulación sólida y precisa que beneficie a todos los actores involucrados en la industria\nhidroeléctrica.\n\nIV. Que del informe IN-0003-CDR-2024, del 17 de enero de 2024, y que sirve de base para la presente\nresolución, se extrae el marco jurídico que fundamenta la propuesta de modificación parcial de la\n\"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\"\ndictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012,\nRJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, el cual indica:\n\n\"(...)\n\nIV.\nMARCO LEGAL\n\n4.1.\nSobre la competencia de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos para\nestablecer metodologías tarifarias.\n\nLa Aresep es una institución autónoma con personalidad\njurídica y patrimonio propio, que ejerce la regulación de los servicios\npúblicos establecidos en la Ley N.º 7593, o bien, de aquellos servicios a los\ncuales el legislador defina como tal (artículos 188 y 189 de la Constitución\nPolítica y artículo 1° de la Ley N.º 7593).\n\nEn igual\nsentido, el numeral 3.a) de la Ley N.º 7593, define el servicio público, como\naquel que por su importancia para el desarrollo sostenible del país sea así\ncalificado por la Asamblea Legislativa, con el fin de sujetarlo a las\nregulaciones de dicha ley.\n\nEl artículo 4 de esa misma Ley, dispone como objetivos fundamentales de la Aresep, entre otros: \"c)\nAsegurar que los servicios públicos se brinden de conformidad con lo establecido en el inciso b) del\nartículo 3 de esta ley; d) Formular y velar porque se cumplan los requisitos de calidad (...) y\n(...) \"f) Ejercer, conforme lo dispuesto en esta ley, la regulación de los servicios públicos.\"\n\nEsta Ley\nle otorgó a la Aresep, facultades suficientes para\nejercer la regulación de los servicios públicos que se brindan en el país,\nincluidos los de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,\ntransmisión, distribución y comercialización, según dispone el numeral 5. a) de\nla Ley N.º 7593.\n\nEllo, en\nrelación con el artículo 6.d) de la Ley N.º 7593, que establece como obligación\nde la Aresep \"(...) fijar las tarifas y los\nprecios de conformidad con los estudios técnicos'', asociado a lo dispuesto en\nlos numerales 3.b); 6.a) y f); 20; 31 al 37 del mismo cuerpo legal, mediante\nlos cuales se fijan los parámetros, criterios y elementos centrales para la\nfijación de tarifas conforme al principio de servicio al costo, obligación\nreiterada en el artículo 4.a).2) del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º\n29732-MINAE.\n\nAhora\nbien, el artículo 9 de la Ley N.º 7593, dispone que la Aresep\ncontinuará ejerciendo la competencia que la Ley N.º 7200 y sus reformas le\notorgan al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en cuanto a la generación\nprivada de electricidad para venta al ICE. Asimismo, dispone que ningún prestador\nde un servicio público de los descritos en el artículo 5 de esta Ley podrá\nprestar el servicio, si no cuenta con una tarifa o un precio previamente fijado\npor la Aresep.\n\nEn esa línea, le corresponde a la Aresep, velar por el cumplimiento de las normas de calidad,\nconfiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios públicos que regula;\ncompetencia respecto de la cual, el artículo 5 Ley N.º 7593, remite al artículo 25 ibidem, el cual\nestablece que la Aresep emitirá y publicará los reglamentos técnicos, que especifiquen las\ncondiciones de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima, con\nque deberán suministrarse los servicios públicos, conforme con los estándares específicos existentes\nen el país o en el extranjero, para cada caso.\n\nDichas\nnormas, a su vez, deben concordar con los artículos 32, 34, 41 y 42 del\nReglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Ejecutivo Nº.\n29847-MPMINAE-MEIC), los cuales disponen en lo de interés:\n\n\"Artículo 32.-Seguimiento\ntécnico y tarifario respecto de las condiciones de la prestación del servicio.\n\nLa\nAutoridad Reguladora dará seguimiento a los diferentes servicios regulados de\nla industria eléctrica que permita establecer el cumplimiento de las\ncondiciones de prestación del servicio, para ello empleará:\n\na. La\ninformación que se solicita a las empresas reguladas, según el artículo 24 de\nla Ley Nº7593.\n\nb.\nCumplimiento de la normativa vigente.\n\nc. Las\ndisposiciones tarifarias que se suministran en las resoluciones emitidas por el\nOrganismo Regulador.\n\nd. Los\nindicadores de servicio al abonado que elabora la misma empresa y aquellos que\nel Organismo Regulador establezca como de cumplimiento obligatorio.\n\ne.\nCualquier otra información que a criterio de la Autoridad Reguladora sea\nnecesaria para cumplir con sus funciones.\"\n\n\"Artículo 34.-Emisión de\nnormas técnicas y económicas.\n\nLa\nAutoridad Reguladora, de conformidad con lo estipulado en la Ley Nº 7593 y\nprevia consulta y coordinación con las empresas eléctricas, emitirá las normas\nbajo las cuales se regulará y evaluará el servicio y que comprende los factores\nde regulación y evaluación consignados en el artículo 16, de tal manera que se\nlogre el necesario equilibrio entre la oportunidad y posibilidad de las\ninversiones requeridas por cada empresa eléctrica y la garantía del\nmejoramiento continuo de los factores de regulación y evaluación.\"\n\n\"Artículo\n41.-Responsabilidad de la Autoridad Reguladora.\n\nComo\nparte de las responsabilidades y potestades que le asigna la Ley Nº7593 a la\nAutoridad Reguladora, ésta será responsable de:\n\na.\nPromulgar las normas técnicas y económicas para la debida prestación del\nservicio.\n\nb.\nEvaluar, regular y fiscalizar la aplicación y el cumplimiento de las normas de\neste reglamento y de las normas correspondientes.\n\nc.\nAplicar las sanciones estipuladas en la Ley Nº 7593 y su Reglamento.\"\n\n\"Artículo 42.-Sanciones.\nLas sanciones a aplicar por el incumplimiento de las normas de este reglamento\no de las normas técnicas y económicas emitidas por la Autoridad Reguladora, se\nharán de conformidad con lo que dispone la Ley Nº7593 y leyes conexas.\"\n\nPor su\nparte, el artículo 29 de la Ley N.º 7593 dispone que: \"la Autoridad\nReguladora formulará y promulgará las definiciones, los requisitos y las condiciones\na las que se someterán los trámites de tarifas y precios de los servicios\npúblicos.\"\n\nEl procedimiento para fijar tarifas está regulado en el artículo 30 de la Ley N.º 7593 y a su vez,\nel artículo 31 de esta ley, establece que para fijar tarifas se deben tomar en cuenta las\nestructuras productivas modelo o la situación particular de cada empresa. Además, dicha norma\ndispone que la Aresep deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas, en función de la\nmodificación de variables externas a la administración de los prestadores de los servicios, tales\ncomo inflación, tipos de cambio, tasas de interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales\nrealizadas por el Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Aresep considere pertinente. Así,\nen el procedimiento tarifario, cada petición sobre tarifas y precios deberá estar debidamente\njustificada, según lo dispone el artículo 33 de la Ley N.º 7593 y regirán las tarifas y precios, que\nfije la Aresep, a partir del momento de su publicación en el Diario Oficial La Gaceta o a partir del\nmomento en que lo indique la resolución correspondiente, artículo 34 ibidem.\n\nEn esa\nlínea, el artículo 15 del Reglamento a la Ley N.º 7593, Decreto N.º 29732-MP,\ndispone que, para fijar las tarifas, se utilizarán modelos, los cuales deben\nser aprobados por la Aresep, de acuerdo con la ley.\n\nEl\nnumeral 36 de la Ley N.º 7593, dispone por su parte, el procedimiento de\naudiencia pública, que deberá seguirse en la formulación o revisión de los\nmodelos de fijación de precios y tarifas, así como, la formalización y revisión\nde las normas técnicas, en la que podrán participar las personas que tengan\ninterés legítimo para manifestarse. Dicho numeral se encuentra reglamentado en\nlos artículos 44 al 56 del Decreto N.º 29732-MP, en relación con el numeral 9\nde la Constitución Política, de modo que manifiestan el ejercicio del derecho\nconstitucional de participación ciudadana, el cual ha sido plasmado por la\njurisprudencia de la Sala Constitucional, entre otras, en la sentencia N.º 7213-2012,\nal establecer la obligación de la Aresep, de\ngarantizar la participación ciudadana en la formulación de metodologías\ntarifarias (en igual sentido, ver las sentencias N.º 016649-2009 y N.º\n17093-2008).\n\nAsimismo,\na partir del artículo 31 de la Ley N.º 7593, concordado con el numeral 6 inciso\n16) del Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad\nReguladora y su órgano desconcentrado, (RIOF), se desprende que la Junta\nDirectiva de la Aresep tiene la competencia para\naprobar las metodologías tarifarias que se aplicarán en los diversos sectores\nregulados bajo competencia de la Aresep.\n\nDe igual\nforma, el numeral 9.11 del RIOF, establece como función del Regulador General,\ndesignar equipos para la elaboración de propuestas de políticas y la ejecución\nde proyectos para el diseño de metodología de fijación de tarifas.\n\nPor su\nparte, el artículo 21.3 del RIOF establece que le compete al CDR, la\n\"(...) revisión de la validez y competitividad de los modelos que están\nsiendo aplicados por Aresep para regular los\nservicios públicos\".\n\nDe las\nnormas citadas anteriormente, se puede extraer que, la Aresep\ntiene la competencia exclusiva y excluyente para la fijación de las tarifas de\nlos servicios públicos regulados según la Ley N.º 7593, competencia que es\nirrenunciable, intransmisible e imprescriptible, según lo establecido en el\nnumeral 66 de la Ley General de la Administración Pública (LGAP).\n\nEn ese sentido, definir y establecer las metodologías o modelos tarifarios mediante los cuales se\ndeterminarán las tarifas de los servicios públicos sometidos a su regulación y las normas técnicas\nque garanticen la correcta prestación de los servicios públicos, forma parte esencial de las\ncompetencias conferidas a la Aresep. La Sala Primera de la Corte Suprema de Justicia, en la\nsentencia N.º 001687-F-S1-2012, ha señalado con respecto a las potestades de la Aresep, para\nestablecer las metodologías tarifarias, que: \"la Autoridad Reguladora se constituye en la autoridad\npública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de esos postulados (...). Sus\npotestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los parámetros económicos que regularan\nel contrato, equilibrando el interés del operador y de los usuarios\".\n\nEn esa\nlínea de análisis, la Procuraduría General de la República (PGR), en reiterados\npronunciamientos, ha afirmado que la definición de metodologías o modelos\ntarifarios se encuentra comprendida dentro de la competencia exclusiva y\nexcluyente de la Aresep de fijar tarifas, tales como,\nlos dictámenes C-165-2014 del 27 de mayo de 2014 y C-416-2014 del 24 de\nnoviembre de 2104. Así, se cita en el dictamen C-416-2014 lo siguiente:\n\"c) La definición de metodologías o modelos tarifarios se encuentra\ncomprendida dentro de la competencia exclusiva y excluyente de la ARESEP de\nfijar tarifas, sin que se encuentre obligada a coordinar con otras entidades u\nórganos\". Esa misma posición, ha sido reiterada por la PGR en el dictamen\nC-023-2017 del 1° de febrero de 2017.\n\nAunado a\nlo anterior, se debe indicar que el establecimiento de metodologías y criterios\ntarifarios, por parte de la Aresep se enmarca\nclaramente dentro de la discrecionalidad técnica que se le ha reconocido a este\nente, siempre y cuando se respete el principio del servicio al costo. Lo\nanterior, es acorde con los artículos 15, 16 y 160 de la Ley General de\nAdministración Pública (LGAP).\n\nAl respecto, la Sala Primera, ha reconocido esa discrecionalidad de la Aresep, en el establecimiento\nde metodologías, al indicar:\n\n\"No\nexiste duda de que la ARESEP puede determinar los modelos de evaluación de\nsolicitudes tarifarias, con base en las estructuras productivas modelo para\ncada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las\nposibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las\nempresas prestadoras (parámetros del principio del servicio al costo). Para\nello la Ley Nº 7593 le otorga un marco de acción bastante amplio (cardinales 6\ninciso d) y 29 al 37). No obstante, debe recordarse que la discrecionalidad lo\nes para elegir en una primera etapa entre uno o varios métodos técnicos que\nserán los que se aplicarán en un segundo momento después de su formalización\n(en el procedimiento en sí).\"\n\nEn este\nmismo sentido, esta misma Sala ha indicado que:\n\n\"(...) Nótese que la misma\nlegislación le faculta aprobar, improbar o modificar la propuesta de aquel\nórgano, lo que por sí solo hace concluir que se trata de una proposición no\nvinculante, que, por tal, no compone sujeción alguna para esa autoridad, que en\norden a lo expuesto ostenta potestades exclusivas en esta materia, ergo,\nexcluyentes de cualquier otro órgano o ente público. No obstante, esa\nparticularidad no quiere decir en lo absoluto que la decisión final que debe\nadoptar la ARESEP sea absolutamente discrecional. Si bien es cierto esa\nautoridad cuenta con una potestad discrecional técnica para establecer los\nmodelos de cálculo, conforme al trámite previsto por ley, no sucede lo mismo en\nla fijación de las tarifas. Como parte del principio de legalidad, las tarifas\ndeben establecerse a tono con los mecanismos debidamente establecidos para el\nefecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley no. 7593 (audiencia\npública). Así, una vez fijado el modelo de revisión tarifaria (que debe\npublicarse en el Diario Oficial), en tesis de inicio, es esta la herramienta de\ncálculo que debe utilizarse, y por ende, el instrumento que determina si existe\no no distorsión financiera que deba enmendarse, lo que otorga certeza jurídica\ny constituye un parámetro de control de la actividad regulatoria de precios.\n\n(...)\" . Resolución Nº.\n00557-F-2007 del 10 de agosto de 2007, de la Sala Primera de la Corte Suprema\nde Justicia.\n\nPor\núltimo, con respecto a la posibilidad de modificar las metodologías tarifarias\naprobadas previamente por Aresep, la Sala Primera de\nla Corte Suprema de Justicia, en la sentencia N.º 000600-F-S1-2020 dictado a\nlas 10:10 horas del 27 de febrero de 2020, dispuso en lo de interés para el\ntrámite de modificación que se plantea en este caso:\n\n\"(...) IV. (.) Desde esa óptica,\ncualquier reclamo en cuanto a la existencia de un deber de ARESEP de conservar\ninvariable durante el periodo de concesión, una metodología de fijación\ntarifaria única basada en el método de tasa de retorno, que no pueda ser\nrevisada o modificada ulteriormente, resulta inadmisible, ya que no\nexiste en el ordenamiento jurídico el derecho a la invariabilidad tarifaria o\nde su metodología de fijación, en materia de servicios públicos\nregulados. Lo anterior, como lo expresa el Tribunal, obliga a que\nlas tarifas y sus metodologías puedan ser oportunamente revisadas o variadas,\nsegún las condiciones del entorno económico en el cual aplican, ajustándose a\nla realidad de la prestación, conforme a criterios fácticos, técnicos,\ncientíficos o jurídicos en cumplimiento\ndel interés público.\"\n\n\"(...) el marco normativo en\nmateria de fijación de precios del servicio público, exige que\nsean revisados y ajustados a la realidad sobre criterios fácticos, científicos\no jurídicos en cumplimiento del interés público y en aplicación de los\nPrincipios de Inderogabilidad Singular de los Reglamentos e Igualdad, sin que\nla tarifa fijada y el método de cálculos puedan mantenerse estáticos en el\ntiempo.\" (destacados no son del\noriginal).\n\nEn el\ncaso de los cambios metodológicos que se plantean en este informe, las\ncircunstancias propias del sector eléctrico y concretamente lo relacionado con\nla generación privada, justifican plenamente modificar las metodologías\ntarifarias, tal y como se expone en las siguientes secciones relacionadas con\nlas características del servicio y la justificación de los cambios.\n\nAsí las\ncosas, en aplicación del principio de legalidad (artículos 11 de la LGAP y 11\nde la Constitución Política), tanto las modificaciones de metodologías tarifarias\ncomo su aplicación deben establecerse de acuerdo con los mecanismos\ndebidamente, establecidos por la Aresep para tal\nefecto, mediante el procedimiento que contiene la Ley N.º 7593 y su reglamento\n(audiencia pública).\n\n4.2.\nSobre la regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa\nRica como servicio público.\n\nTratándose\ndel sector eléctrico en Costa Rica, la definición de políticas y planes\nnacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes,\ncorresponde a la Secretaría de Planificación Subsectorial\nde Energía (SEPSE), perteneciente al Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE),\nente que elabora el Plan Nacional de Energía -PNE- (actualmente, rige el VII\nPlan Nacional de Energía 2015-2030), y el Ministerio de Planificación Nacional\ny Política Económica, con Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública\n(PNDIP), a los cuales está sujeta la Aresep, según\ndispone el artículo 1º párrafo segundo, de la Ley N.º 7593.\n\n(*)(Nota de Sinalevi:\nAsí modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la\nImplementación de la Ley N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del\nSistema Nacional de Inversión Pública,\naprobado mediante decreto ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025.\nAnteriormente se indicaba \"Plan Nacional de\nDesarrollo (PND)\")\n\nPor otro\nlado, la labor de regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en\ntodas sus etapas (generación, transmisión, distribución y comercialización)\nestá a cargo de la Aresep, según se indica, en el\nartículo 5.a) la Ley N.º 7593, en el cual, se dispone su función de fijar\nprecios y tarifas, además de velar por el cumplimiento de las normas de\ncalidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima,\nen la prestación tanto de dicho servicio público, como de los demás regulados.\n\nA las\nfunciones anteriores se suman los objetivos y las obligaciones establecidas en\nlos artículos 4 y 6 de la Ley N.º 7593, respectivamente, cuyo cumplimiento\nenmarca el ejercicio de las competencias y potestades de la Aresep,\nen relación con la regulación de los servicios públicos.\n\nDichas\npotestades implican la fijación tarifaria, la definición de normativa técnica y\nde metodologías tarifarias (entre otras), sancionar ante la comisión de alguna\nfalta, y fiscalizar la prestación de los servicios públicos.\n\nLo\nanterior, no es ajeno a la prestación del servicio de suministro de energía\neléctrica, pues dicho servicio público, como cualquier otro, amerita por parte\nde la Aresep, el ejercicio de las potestades\nmencionadas, de conformidad con la Ley 7593 y su Reglamento.\n\nAhora\nbien, considerando que la Ley N.º 7593 y su Reglamento, forman parte esencial\ndel marco legal aplicable a la regulación de los servicios públicos en general,\nes preciso identificar en cuanto al servicio de suministro de energía\neléctrica, que la Aresep también debe realizar su\nlabor con vista en el \"Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos\",\nDecreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que dispone lo siguiente:\n\n\"Artículo\n1º. Campo de aplicación. Este Reglamento define y describe las condiciones\nprincipales en que debe suministrarse el servicio eléctrico, en condiciones\nnormales de explotación.\n\nSu\naplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se encuentren\nestablecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen de\nconcesión, de conformidad con las leyes correspondientes. Las condiciones aquí\nestipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial o totalmente por los\ntérminos del contrato de prestación del servicio, suscrito entre el abonado y\nla empresa o entre empresas, previa autorización de la Autoridad Reguladora,\nsiempre y cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros.\n\nArtículo\n2°. Objeto. El presente Reglamento define y dispone las condiciones generales\nbajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio eléctrico que brindan\nlas empresas a los abonados y usuarios, n las áreas técnicas y económicas.\"\n\nA través\nde dicho Reglamento, se amplía el marco normativo que dispone la regulación\nespecífica del servicio de suministro de energía eléctrica, el cual, también\nvincula a la Aresep, en el ejercicio de sus\npotestades con respecto a dicho servicio.\n\nNótese\nque, la observancia y aplicación de dicho Reglamento, es indispensable y\nobligatoria de parte de los prestadores del servicio público de suministro de\nenergía eléctrica que se encuentran autorizados para ofrecer dicho servicio en\ncualquiera de sus etapas, de conformidad con las leyes correspondientes.\n\nY de\nforma adicional, también se establece que, en los casos que corresponda, las\ncondiciones estipuladas mediante dicho Reglamento pueden ser ampliadas y\ndetalladas parcial o totalmente por los términos del contrato de prestación del\nservicio suscrito entre el abonado y la empresa eléctrica, o entre empresas\neléctricas, previa autorización de la Aresep, siempre\nque no se afecten las condiciones del servicio a terceros.\n\nEn igual sentido, resulta aplicable al\nservicio en cuestión, el \"Reglamento de Concesiones para el Servicio\nPúblico de Suministro de Energía Eléctrica\" (Decreto 30065-MINAE) que\nestablece:\n\n\"Artículo\n2°- Este Reglamento tiene como objeto establecer los requisitos y regulaciones\nde las concesiones en materia de prestación del servicio público de suministro\nde energía eléctrica, en concordancia con los Artículos 5 inciso a) y 9 de la\nLey Nº 7593 (...).\n\n\"Artículo\n3°- El MINAE, tramitará todo lo relacionado con el otorgamiento y cancelación\nde las concesiones de servicio público de suministro de energía eléctrica en\nsus etapas de generación y distribución y comercialización de energía\neléctrica, excepto aquellas solicitudes amparadas a la Ley Nº7200 y sus\nreformas, las cuales serán tramitadas por\nla ARESEP, según lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley Nº 7593.\"\n\nLa\nanterior normativa, también resulta aplicable al servicio público de suministro\nde energía pública, específicamente, en cuanto a las concesiones que, de\nconformidad con el artículo 9 de la Ley N.º 7593, debe tener todo prestador de\nun servicio público, en este caso, los prestadores del mencionado servicio en\nsus etapas de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica,\nsea que el trámite se realice por el MINAE, o bien, por la Aresep\n(en el caso de las solicitudes amparadas a la Ley N.º 7200 y sus reformas).\n\nAhora bien, el sistema de suministro eléctrico comprende el conjunto de medios y elementos útiles\npara la generación, la transmisión, la distribución y la comercialización de la energía eléctrica.\nDependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro de energía eléctrica, así\nserá la intervención de los diversos participantes del sector y conforme a ello, la Aresep fijará\nlas tarifas respectivas.\n\nEn este sentido, resulta importante mencionar que la Procuraduría General de la República (PGR), en\nel dictamen C-293-2006, reiteró la competencia de la Aresep, para la fijación de tarifas del\nservicio público de suministro de energía eléctrica en todas sus etapas. Cita en lo de interés:\n\n\"(...) El suministro de\nenergía eléctrica en las etapas de generación, transmisión, distribución y\ncomercialización es un servicio público. En razón de esa naturaleza, el inciso\na) del artículo 5 de la Ley Nº 7593 le otorga competencia a la Autoridad\nReguladora de los Servicios Públicos para fijar los precios y tarifas del\nsuministro de energía eléctrica en esas etapas de generación, transmisión,\ndistribución y comercialización. Como puede observarse, la ley le otorga a la\nARESEP la competencia para la fijación de tarifas sobre el servicio público de\nsuministro de energía eléctrica en todas sus etapas, o sea desde su generación\nhasta su comercialización (...)\".\n\n4.3.\nSobre la regulación de la generación privada\n\nLa Ley de \"Generación Eléctrica\nAutónoma o Paralela\", Ley N.º 7200, vigente desde el 18 de octubre de\n1990, define en su artículo 1 a la generación autónoma o paralela como la\nenergía producida por centrales eléctricas de capacidad limitada, pertenecientes\na empresas privadas o cooperativas que puedan ser integradas al sistema\neléctrico nacional, por su parte, el artículo 3 de dicha Ley declara de interés\npúblico la compra de Electricidad por parte del ICE, a las empresas privadas.\n\nAdemás,\nel artículo 14, establece la potestad de la Aresep\npara fijar las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del\nInstituto Costarricense de Electricidad. Citan los artículos 3 y 14 en lo de\ninterés:\n\nARTICULO 3.- Interés público.\n\nSe\ndeclara de interés público la compra de electricidad, por parte del ICE, a las\ncooperativas y a las empresas privadas en las cuales, por lo menos el treinta y\ncinco por ciento (35%) del capital social pertenezca a costarricenses, que\nestablezcan centrales eléctricas de capacidad limitada para explotar el\npotencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes de energía que no sean\nconvencionales.\n\nARTÍCULO 14.- Las tarifas para la compra de energía eléctrica, por parte del Instituto Costarricense\nde Electricidad, requieren la expresa y previa fijación del Servicio Nacional de Electricidad1, el\nque, antes de emitir la resolución final, solicitará el criterio de los concesionarios afectados.\"\n\n1 El artículo 9 de la\nLey N.º 7593 indica expresamente que \"La Autoridad Reguladora\ncontinuará ejerciendo la competencia que la Ley Nº 7200 y sus reformas, del 28\nde setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de Electricidad\".\n\nPor su parte, el \"Reglamento al\nCapítulo I de la Ley N.º 7200 Ley que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela\", Decreto\nEjecutivo N.º\n37124-MINAET publicado en el Alcance N.º 72 del Diario Oficial La Gaceta N.º\n108 del 5 de junio del 2012, establece en el artículo tercero, la participación\nde generadores privados:\n\n\"Artículo 3.- Participación: Toda\nEmpresa Privada o Cooperativa de Electrificación Rural interesada en participar\nen la actividad de la generación de electricidad autónoma o paralela para venta\nal ICE, deberá cumplir los requisitos estipulados en el Capítulo I de la Ley\n7200 y sus reformas y suscribir un contrato de compra de energía siguiendo los\nprocedimientos que para tal efecto establezca el ICE de conformidad con las\ndisposiciones del presente reglamento. El ICE está facultado para suscribir\ncontratos destinados a la compra de energía eléctrica como parte de su\nactividad ordinaria, los cuales tendrán una vigencia máxima de veinte años. (.)\"\n\nAdemás,\neste Decreto establece en su artículo 20 lo siguiente en lo que se refiere a\ntarifas y precios de compra:\n\n\"(...) Artículo 20.- Tarifas. La ARESEP, de\nconformidad con lo dispuesto en la Ley No. 7593, fijará las tarifas que regirán\nla compra - venta de electricidad al amparo del Capítulo I de la Ley N° 7200 y\nsus reformas. Estas tarifas podrán ser establecidas por la ARESEP, para cada\ntipo de fuente de energía, con base en modelos de estructuras de costo\ndesarrollados para considerar las condiciones particulares de plantas nuevas y\neficientes. Asimismo, la ARESEP podrá establecer las tarifas para cada tipo de\nfuente de energía que aplicarán al renovar los contratos, con base en modelos\ndesarrollados a partir de información estadística sobre la estructura de costos\ny el desempeño de las plantas existentes.\n(.)\n\nLas\ntarifas, tanto para plantas nuevas como para las plantas existentes, podrán ser\nfijadas bajo la modalidad de precio máximo, o de una banda con un precio máximo\ny un precio mínimo, y podrán tener una estructura desagregada por épocas del\naño, horas del día, energía y potencia, definida de acuerdo con la evolución\nprevista de los costos del SEN.\" (Subrayado no es del\noriginal).\n\nDichas normas, resultan concordantes\ncon el \"Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, que\ndispone en lo de interés:\n\n\"Artículo 22.-Principios generales\npara las solicitudes de reajuste Tarifario. Las tarifas tendrán como propósito\nla recuperación de los gastos propios de operación, los asociados a la\nreposición, el mantenimiento y una rentabilidad razonable para la industria\neléctrica; además deben permitir la obtención de los recursos necesarios para\nutilizar las tecnologías que garanticen la mejor calidad, continuidad y\nseguridad del mismo.\n\nArtículo\n23.-Aplicación. Las peticiones de fijación tarifaria deben ajustarse a la Ley\nN° 7593, a su Reglamento y a este Reglamento.\"\n\nEl\nanálisis integral del marco legal que se ha detallado permite concluir que de\nacuerdo con lo establecido en los artículos 3, 4 inciso f), 5 inciso a), 6\ninciso d), 9 y 31 al 36 de la Ley N.º 7593, numerales 4 inciso a) punto 2), 14,\n15, 16, 17 y 41 del Decreto Ejecutivo N.º 29732-MP, artículo 6 inciso 16 del\nRIOF, artículo 14 de la Ley N.º 7200, numeral 20 del Decreto Ejecutivo N.º\n37124-MINAET, artículo 23 y 26 del \"Reglamento\nSectorial de Servicios Eléctricos\", Decreto 29847-MP-MINAE-MEIC, corresponde\na la Aresep fijar los precios y tarifas de dichos\nservicios públicos, así como establecer las metodologías o modelos tarifarios\nque las determinarán. Lo anterior, es consistente con reiterada jurisprudencia\nde los tribunales correspondientes y los criterios de la Procuraduría General\nde la República.\n\n4.4.\nSobre la política regulatoria de la ARESEP\n\nEl 5 de octubre de 2021, mediante la resolución RE-0206-JD-2021, la Junta Directiva de la Aresep\naprobó la \"Política Regulatoria de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos\", cuyo objetivo\nfundamental es \"contar con instrumentos que permitan al ente regulador la prestación óptima de los\nservicios públicos regulados, mediante normas técnicas, criterios de calidad, metodologías\ntarifarias, procesos de información y participación social que respondan a los cambios provocados\npor el contexto económico y social, el ambiente, las tecnologías o las decisiones de política\npública que exigen al ente regulador, mejorar tanto sus procesos internos como la interacción con\nlos diferentes elementos del entorno\".\n\nEsta\nPolítica contiene principios relacionados con la calidad, el servicio al costo,\nla participación ciudadana, la equidad, la inclusividad,\nla sostenibilidad, la universalidad, la transparencia y la eficiencia. Tiene\ncomo enfoques la independencia, la objetividad, la mejora continua, el diálogo\ny participación, los derechos humanos, la igualdad de género y la\nterritorialidad.\n\nA su\nvez, la Política se sustenta en 6 pilares relacionados con:\n\n1.\nRegulación con enfoque de derechos\n\n2.\nRegulación para la calidad de los servicios públicos\n\n3.\nRegulación que promueva la eficiencia\n\n4.\nRegulación con propósito\n\n5.\nRegulación comprometida con el desarrollo sostenible\n\n6.\nRegulación independiente y coordinada con su entorno\n\nEstos\npilares sustentan los objetivos generales y específicos y los ejes de\nintervención propios de esta Política. Específicamente se plantean un objetivo\ngeneral y 6 objetivos específicos, según el siguiente detalle:\n\nObjetivo\ngeneral:\n\nOrientar\nestratégicamente el accionar regulatorio hacia la consecución del valor público\nde la organización permitiendo así la satisfacción de las necesidades de los\nusuarios y la prestación eficiente de los servicios públicos, incorporando los\npilares de aplicación transversal y progresiva en todos los ámbitos de\nactuación institucional.\n\nObjetivos\nespecíficos:\n\nObjetivo\n1.\nFortalecer el enfoque de derechos en el accionar institucional de manera que permita\na los diferentes tipos de usuarios ser parte de la acción regulatoria, mediante\nla generación de capacidades, provisión de información, mecanismos de\nparticipación para su efectiva incidencia, el acceso y el disfrute universal de\nlos servicios públicos en todo el territorio nacional, para el alcance del\nvalor público institucional.\n\nObjetivo\n2.\nEstablecer los estándares de calidad en todos los servicios públicos regulados\npara fortalecer las acciones de fiscalización, coordinación y control para alcanzar\nla satisfacción de las necesidades de los diferentes tipos usuarios, vigilando\npor que se cumplan de manera eficiente y gradual las condiciones de cantidad,\nsolidaridad, confiabilidad, continuidad, accesibilidad, oportunidad, buen trato\ny prestación óptima.\n\nObjetivo\n3.\nDesarrollar una regulación que provea las señales necesarias para llevar la\nprestación de los servicios públicos hacia la senda de la eficiencia, la\neficacia, tanto de manera individual, por sector o industria, considerando el\nprincipio de servicio al costo eficiente, la aplicación de enfoques\nregulatorios comparados y ejercicio de un modelo regulatorio oportuno, apoyado\nen las mejores prácticas y en la articulación de los instrumentos de política.\n\nObjetivo\n4.\nImplementar un modelo regulatorio para la consecución del valor público,\norientado a fines, que considera los riesgos y se base en la evidencia\ncientífica disponible, flexible, habilitante, prospectiva que logre anticipar\nel accionar institucional ante las dinámicas coyunturales del entorno, en un\nmarco de transparencia y rendición de cuentas.\n\nObjetivo\n5.\nCoadyuvar al desarrollo económico, social y ambientalmente sostenible del país,\nmediante instrumentos regulatorios que respondan a sus necesidades\nsocioeconómicas, que promuevan el resguardo de los recursos naturales y generen\nacciones contra el cambio climático en la prestación y uso de los servicios\npúblicos, así como la promoción de la innovación en la regulación y la\nprestación de los servicios públicos que promueva la equidad contemplando las\nasimetrías territoriales.\n\nObjetivo\n6.\nFortalecer la independencia, la autonomía y la vinculación con el entorno del\nente regulador, de forma tal que la toma de decisiones se realice en apego a\ncriterios técnicos, amparados en la normativa y en defensa de las competencias\ninstitucionales mediante roles, responsabilidades, propósitos y objetivos\nclaros sobre las funciones regulatorias propiciando un relacionamiento con el\nentorno que mejore el impacto de la regulación en los objetivos de desarrollo\ndel país.\n\nPara\nefectos de la modificación de las metodologías tarifarias que se tramitan, es\nimportante rescatar lo indicado en las siguientes estrategias planteadas en\nesta Política:\n\nEstrategia\n3.1. Promover enfoques regulatorios que incentiven la eficiencia en los\nprestadores, propiciando tarifas competitivas y accesibles a los usuarios\nmediante instrumentos regulatorios sustentados técnica y fácticamente, sobre\nlos cuales se pueda realizar la medición de su incidencia e impacto económico.\n\nEstrategia\n3.2. Desarrollar una regulación en el marco de un concepto de servicio al costo\neficiente de industria.\n\nEstrategia\n3.4. Desarrollar una regulación flexible, que facilite la incorporación de las\nnecesidades cambiantes de la sociedad y eventos de fuerza mayor.\n\nEstrategia\n4.3. Fortalecer y desarrollar los instrumentos regulatorios mediante una\nregulación con visión prospectiva que facilite la incorporación de innovaciones\ntecnológicas, instrumentos flexibles y habilitantes al cambio, considerando las\nnecesidades de la sociedad y eventos de fuerza mayor bajo los principios de\nproporcionalidad, eficiencia, eficacia, participación, seguridad jurídica,\ncoordinación y transparencia.\n\nEstrategia\n5.1. Incentivar mediante diferentes instrumentos regulatorios el uso racional\nde recursos renovables en la prestación de los servicios públicos, siendo que\ncuando esto no sea posible, se incentivará el uso eficiente de los recursos no\nrenovables.\n\nEstrategia\n5.3. Incentivar, mediante instrumentos regulatorios la innovación y la adopción\nde tecnologías para alcanzar los objetivos globales de desarrollo sostenible y\nla generación de acciones contra el cambio climático, descarbonización\ny la transición energética Estrategia\n\n6.1.\nBrindar seguridad jurídica a los diferentes tipos de usuarios verificando en\ncada instrumento regulatorio, el estricto apego al marco jurídico vigente.\n\nAcorde\ncon estos objetivos y estrategias, los cambios propuestos en las metodologías\ntarifarias buscan promover la eficiencia, la innovación y la flexibilidad, al\npermitir al ICE pagar tarifas de compra de energía más acordes con la realidad\ninternacional de costos significativa y aceleradamente decrecientes.\n\n(.)\"\n\nV. Que del informe IN-0003-CDR-2024, del 17 de enero de 2024, y que sirve de base para la presente\nresolución, se extrae la justificación que fundamenta la propuesta de modificación parcial de la\n\"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\"\ndictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012,\nRJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, el cual indica:\n\n\"(...)\n\nV.\nCARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SERVICIO PÚBLICO DE GENERACIÓN DE ENERGÍA\nELÉCTRICA\n\n5.1.\nSituación actual del servicio regulado\n\nLa\ngeneración de energía eléctrica se encuentra descentralizada en el sentido que\nrecae sobre múltiples instituciones, generadores privados, empresas\nmunicipales, cooperativas, entre otros; que se encuentran distribuidos a lo\nlargo y ancho del país.\n\nLos\nprincipales generadores de energía eléctrica en Costa Rica son:\n\n. Instituto\nCostarricense de Electricidad (ICE): Institución autónoma del Estado\ncon el mandato legal de proveer la energía eléctrica que la sociedad requiera\npara su desarrollo, genera energía eléctrica por medio de proyectos\nhidroeléctricos, térmicos, geotérmicos, eólicos y solares.\n\n. Compañía\nNacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL): Empresa pública de derecho\nprivado, subsidiaria del ICE que posee el 98% de las acciones y el 2% restante\nestá en manos de privados, desarrolla proyectos hidroeléctricos y eólicos para\nla generación de energía eléctrica.\n\n. Junta\nAdministradora del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC): Institución\nmunicipal, genera pequeñas cantidades de electricidad en plantas hidroeléctricas\npropias.\n\n. Empresa\nde Servicios Públicos de Heredia S.A. (ESPH): Empresa municipal,\ncuenta con varios proyectos hidroeléctricos de generación de energía eléctrica.\n\n. Cooperativas\nde electrificación rural: Se consideran las cooperativas de Los Santos\n(COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), y COOPEGUANACASTE R.L.,\ncorresponden a personas jurídicas de conveniencia y utilidad pública y de\ninterés social regidas por el derecho privado. Estas cooperativas desarrollan\nproyectos hidroeléctricos, eólicos y solares de generación eléctrica. A su vez\nestas cooperativas han creado consorcios a partir de la unión de todas o parte\nde las cooperativas de electrificación rural, tales como el Consorcio Nacional\nde Empresas de Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) y\nCONSORCIO CUBUJUQUÍ, R.L., figuras bajo las cuales se ha obtenido\nfinanciamiento para el desarrollo de proyectos de generación que les permiten\nabastecer a los abonados del área de distribución.\n\n. Empresas privadas de generación eléctrica: Se refiere a generadores privados que operan bajo el\nmarco del Capítulo I y Capítulo II de la Ley de Generación Autónoma o Paralela, N.º 7200 y sus\nreformas. El capítulo I de esta ley autoriza la generación privada a través de fuentes renovables en\nCosta Rica, limitada a una escala de hasta 20 MW de capacidad instalada máxima por cada empresa;\nademás, el conjunto de proyectos no debe exceder el 15% de la potencia total de las centrales\neléctricas que integran el Sistema Eléctrico Nacional, en los gráficos se identifican como\n\"Privadas\" y corresponden a empresas privadas sujetas a las tarifas que se determinen con la\npresente metodología. Mientras el capítulo II de esta ley permite a las empresas privadas generar\neléctrica para el Sector Eléctrico Nacional (SEN), siempre y cuando, lo hagan a través de fuentes\nrenovables, en los gráficos se identifican como \"BOT\"2 y no están sujetas a las tarifas establecidas\nen la presente metodología.\n\n2 Siglas en inglés de \"Build, Operate and Transfer\" (en español: construir,\noperar y transferir).\n\nAl\nanalizar el servicio de generación de energía eléctrica, en el año 2022, el ICE\nrepresenta el mayor generador del mercado costarricense debido que produce un\n68% de la energía eléctrica; por su parte, los generadores privados (Ley N.º\n7200, capítulo I) representan un 7,28% del total de la generación nacional,\nrevelando la importancia que tienen para la estabilidad y desarrollo del SEN.\nEsto se observa en el siguiente gráfico.\n\nGráfico 1. Porcentaje de\ngeneración de energía eléctrica según empresa, 2022\n\n \n\n \n\nEn\ngeneral, en el año 2022, la generación de energía eléctrica alcanzó los 12\n592,30 GWh3, lo cual constituyó un incremento del 0,42% respecto al\naño 2021. Sin embargo, para el caso de los generadores privados del Capítulo I\nde la Ley N.º 7200, se presentó una disminución en la energía eléctrica\ngenerada del 16,28%, al pasar de 1 095,09 GWh a 916,84 GWh.\n\n3 Informe anual de\ngeneración y demanda de la División Operación y Control del Sistema Eléctrico,\n2022\n\nLas principales\nfuentes de generación de energía eléctrica de los generadores privados (Ley N.º\n7200, capítulo I) son la eólica, hidro y bagazo, que constituyen el 4,86%,\n1,98% y 0,44% del total de energía generada en el SEN. Lo anterior se observa\nen la siguiente tabla.\n\nTabla 1. Volumen de\ngeneración de energía eléctrica por empresa y fuente de generación para los\naños 2021 y 2022\n\n            En el año 2022, se presentó una importante contracción\nen la generación de energía eléctrica con fuentes hidroeléctricas vinculadas al\nCapítulo I de la Ley No. 7200 respecto al año 2021, con una reducción en la\nenergía generada del 24,79%.\n\nNo\nobstante, si se analiza el comportamiento en la generación con esta fuente\ndurante esta década, se observa una importante variabilidad dependiendo de la\nhidrología, teniendo importantes aportes de generación hidroeléctrica de 2015 a\n2022, excepto el dato obtenido para el 2019. Esto se observa en la siguiente\ntabla.\n\nTabla 2. Generación de energía\neléctrica por tipo de fuente, 2012-2022\n\n \n\nTal como\nse observa en el siguiente gráfico, la energía generada por fuente\nhidroeléctrica es la mayor importancia a nivel nacional:\n\nGráfico 2. Distribución\nde la generación de energía eléctrica según tipo de fuente, 2022\n\n \n\nEn\nrelación con la capacidad instalada en placa, las empresas privadas (Ley N.º\n7200, capítulo I) poseen 8,44% de la capacidad del Sistema Eléctrico Nacional\n(SEN) con 290 458 kW, como se observa en el siguiente gráfico.\n\nGráfico 3. Distribución de la\ncapacidad instalada por empresa, 2022\n\n \n\nCabe\nresaltar que la distribución por fuente de generación de la capacidad instalada\nen placa de las empresas privadas (Ley N.º 7200, capítulo I) es de 56,40%,\n24,44% y 19,15% para las fuentes eólica, hidro y bagazo respectivamente. No\nobstante, no toda la capacidad instalada en placa se encuentra contratada, en\nel caso de las fuentes hidro se encuentra en contrato el 96,89% (53 899 kW), en\nlas fuentes eólicas se encuentra en contrato un 94,58% (154 950 kW) y un 53,24%\nde la capacidad instalada en placa de bagazo se encuentra bajo contrato. En\ngeneral, se encuentra bajo contrato el 84,92% de la capacidad instalada en\nplaca de los generadores privados (Ley N.º 7200, capítulo I), como se observa\nen la siguiente tabla.\n\nTabla 3. Capacidad\ninstalada en placa y en contrato de los generadores privados (Ley N.º 7200,\ncapítulo I) por tipo de fuente, 2022\n\nVI.\nJUSTIFICACIÓN DE LOS CAMBIOS PROPUESTOS\n\nLa\njustificación de los cambios propuestos en la solicitud de la Junta Directiva se\nbasa en la necesidad de mejorar y clarificar los procesos regulatorios\nrelacionados con la generación privada hidroeléctrica. Estos cambios se\nrespaldan en los siguientes puntos:\n\n- Actualización\nde costos de explotación: La metodología vigente para la actualización de los\ncostos de explotación carece de una especificación clara sobre el índice de\nprecios que debe utilizarse para llevar a cabo esta actualización. La solicitud\nse justifica como una medida para aclarar y estandarizar este proceso, garantizando\nque se utilice el mismo índice en todas las fijaciones tarifarias y que estas\nsean más transparentes. Esto es esencial para la toma de decisiones basadas en\ndatos.\n\n- Problemas\nen la utilización de promedios en el cálculo de inversión promedio: El texto en\nla metodología vigente señala que se debe utilizar promedios simples para\ncalcular el monto de inversión promedio, con lo cual no se toma en cuenta las\ndiferencias en la cantidad de plantas en cada grupo. Esto puede conducir a\ndistorsiones en los resultados y a tarifas que no reflejen la realidad del\nsector. La recomendación consiste en no realizar el agrupamiento considerado y\ncalcular el promedio simple de los datos de costos de inversión las plantas\nhidroeléctricas nuevas con capacidades iguales o menos a 20 MW con información\ndisponible, ya que dicha conformación de grupos de plantas no incide sobre la\ntarifa resultante.\n\n- Mejora\ncontinua de los instrumentos regulatorios: En línea con el compromiso de\nmejorar continuamente los instrumentos regulatorios que rigen el sector de\ngeneración privada hidroeléctrica, la Junta Directiva considera fundamental\nabordar estas cuestiones. La solicitud de revisar la metodología en cuanto a la\nactualización de costos de explotación y la forma de calcular el monto de inversión\npromedio se alinea con el objetivo de promover una regulación más sólida y\nprecisa.\n\nEn\nresumen, los cambios propuestos están respaldados por la necesidad de aclarar y\nmejorar los procesos regulatorios en el sector de generación privada hidroeléctrica.\nEstos cambios buscan garantizar que las tarifas sean justas, transparentes y\nbasadas en datos precisos, lo que contribuirá a un entorno regulatorio más\neficiente y beneficioso para todos los interesados.\n\n(...)\"\n\nVI. Que con fundamento en los resultandos y considerandos que preceden, lo procedente es: 1-Dictar\nla modificación parcial a la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas de generación privada\nhidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones\nRJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021. 2-Instruir a la Secretaría\nde la Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a realizar la publicación de la presente\nresolución en el diario oficial La Gaceta. 3- Instruir a la Dirección General Centro de Desarrollo\nde la Regulación, para que proceda con la consolidación de la \"Metodología tarifaria de referencia\npara plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución\nRJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y\nRE-0205-JD-2021, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional la divulgación en la\npágina web institucional. 4-Comunicar la presente resolución, a la Dirección General Centro de\nDesarrollo de la Regulación, a la Dirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de\nEnergía, para lo que corresponda.\n\nVII. Que en la sesión\n24-2024, celebrada el 04 de abril de 2024, y ratificada el 9 de abril de 2024,\nla Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, con\nfundamento en el informe técnico final IN-0003-CDR-2024 del 17 de enero de\n2024, el oficio OF-0011-CDR-2024 del 22 de enero de 2024 y el\nOF-0050-DGAJR-2024 del 30 de enero de 2024 de la Dirección General de Asesoría\nJurídica y Regulatoria, acuerda dictar la presente resolución tal y como se\ndispone.\n\nPOR TANTO:\n\nCon fundamento en las facultades conferidas en la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios\nPúblicos (Ley 7593), en el Decreto Ejecutivo 29732-MP \"Reglamento a la Ley 7593\" y en el \"Reglamento\nInterno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos y su Órgano\nDesconcentrado\" (RIOF); se dispone lo siguiente:\n\nLA JUNTA DIRECTIVA\n\nDE LA AUTORIDAD\nREGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS\n\nRESUELVE:\n\nI. Dictar la modificación\nparcial a la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas\nde generación privada hidroeléctricas\nnuevas\",\ndictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011,\nRJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y RE-0205-JD-2021, de conformidad con\nlo siguiente:\n\n\"(.)\n\na. En\nla sección \"Alcance\", modificar parcialmente el texto para que se\nadicione el siguiente contenido y se lea de la siguiente manera:\n\nAlcance\n\n(...)\n\nFuente\nde información\n\nEl\ncálculo de los costos de explotación se hará mediante el uso de la información\nfinanciero-contable del grupo de plantas a las que les aplique esta metodología\ny se considerará en el cálculo únicamente los costos necesarios para mantener y\noperar la potencia contratada por el ICE, que corresponde al servicio público\nregulado.\n\nEsa\ninformación deberá estar justificada de conformidad con el artículo 33 de la\nLey 7593, no se contemplarán los costos que no correspondan a los necesarios\npara mantener y operar la potencia contratada por el ICE, ni los definidos en\nel artículo 32 de esa misma Ley, y contemplará únicamente los costos útiles y\nutilizables necesarios para prestar el servicio público regulado, que es la\nventa de energía al ICE. Se utilizará la información financierocontable del\núltimo reporte anual disponible, como se detallará más adelante, a la fecha de\ninicio del proceso de fijación tarifaria, con la apertura del respectivo\nexpediente administrativo, de conformidad con las disposiciones de contabilidad\nregulatoria emitidas para este sector.\n\nLa fecha\nde corte de los datos insumo de las variables para realizar el cálculo\ntarifario, será la fecha de cierre fiscal establecido a nivel nacional, esto es\nel 31 de diciembre del año anterior al inicio del procedimiento de fijación\ntarifaria, o en su defecto el cierre fiscal nacional que se establezca vía Ley.\n\nConsideraciones\nadicionales\n\nEn caso\nde que alguna fuente de información requerida para el cálculo de alguna\nvariable de la presente metodología deje de estar disponible para su\nutilización, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta\nDirectiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria\nde este servicio), tendrá la facultad de sustituir esta fuente de información\npor otra fuente que sea confiable, basada en información pública, emitida por\nun ente competente y que técnicamente logre cumplir la finalidad requerida.\nPara lo cual, se deberá exponer una justificación detallada del cambio, en el\ninforme que sustenta el estudio tarifario en el que se incorporará la nueva\nfuente de información, en un apartado o sección independiente.\n\nCuando\nse requiera de alguna variable adicional indispensable para realizar cálculos\nintermedios, la Intendencia de Energía (o el órgano de Aresep que la Junta\nDirectiva llegue a designar como responsable del proceso de fijación tarifaria\nde este servicio), tendrá la facultad de aplicar estos cálculos empleando los\ncriterios señalados en el párrafo anterior.\n\nb. En\nel apartado de \"Costos de explotación (CE)\" modificar el texto del\núltimo párrafo, para que se lea de la siguiente manera:\n\nCostos\nde explotación (CE)\n\n(...)\n\nEste valor se actualizará en cada fijación tarifaria, utilizando para su indexación \"índice de\nprecios a la manufactura\" del Banco Central de Costa Rica (BCCR.), con el dato del último corte\ndisponible a la fecha de apertura del expediente tarifario.\n\nc. En\nel apartado de \"Monto de la inversión unitaria (M)\" modificar\nparcialmente el texto del tercer párrafo inciso c), para que se lea de la\nsiguiente manera:\n\nMonto de\nla inversión unitaria (M)\n\n(...)\n\nDe las\nfuentes de información mencionadas, se extraerán todos los datos disponibles\nsobre costos de inversión de plantas hidroeléctricas con capacidades instaladas\niguales o menores que 20 MW. Posteriormente, esos datos se someterán al\nsiguiente tratamiento:\n\na)\nCalcular la inversión por kW instalado para cada planta (US$/KW).\n\nb)\nObtener el promedio simple del costo de inversión por kW instalado de las\nplantas utilizadas para el cálculo.\n\nd.\nAdicionar el apartado de \"Transitorio\", para que se lea de la\nsiguiente manera:\n\nTRANSITORIO\n\nUna vez entren en vigor los cambios en la metodología tarifaria del \"Metodología tarifaria de\nreferencia para plantas de generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la\nresolución RJD-152-2011 y sus modificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\ny RE-0205-JD-2021, la Intendencia de Energía debe iniciar de oficio, en un plazo máximo de 60 días\nnaturales, dentro de ese plazo se deberá solicitar la apertura del expediente tarifario, emitir el\ninforme inicial y solicitar a la DGAU la convocatoria a la respectiva audiencia pública.\n\n(...)\"\n\nII. Instruir a la\nSecretaría de la Junta Directiva de la Aresep, para que proceda a realizar la\npublicación de la presente resolución en el diario oficial La Gaceta.\n\nIII. Instruir a la Dirección\nGeneral Centro de Desarrollo de la Regulación, para que proceda con la\nconsolidación de la \"Metodología tarifaria de referencia para plantas\nde generación privada hidroeléctricas nuevas\", dictada mediante la resolución RJD-152-2011 y sus\nmodificaciones RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016 y\nRE-0205-JD-2021, y coordine con el Departamento de Comunicación Institucional\nla divulgación en la página web institucional.\n\nIV. Comunicar la presente\nresolución, a la Dirección General Centro de Desarrollo de la Regulación, a la\nDirección General de Atención al Usuario y a la Intendencia de Energía, para lo\nque corresponda.\n\nEn\ncumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la\nAdministración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario\nde reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de tres\ndías contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso\nextraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos\nseñalados en el artículo 354 de la citada Ley. Ambos recursos deberán\ninterponerse ante la Junta Directiva de Aresep, órgano colegiado al que\ncorresponde resolverlos.\n\nRige a\npartir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.",
  "body_en_text": "throughout the entire text\n\n                    -\n\n                        Complete Text of Rule 0014\n\n                        Reform of the Reference Tariff Methodology for New Private Hydroelectric Generation Plants\n\nPUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nRESOLUTION\nRE-0014-JD-2024\n\nESCAZÚ, AT EIGHT\nHOURS AND FIFTY-TWO MINUTES ON THE FOURTH\n\nOF APRIL, TWO THOUSAND\nTWENTY-FOUR\n\n \n\nPARTIAL MODIFICATION TO\nTHE \"REFERENCE TARIFF METHODOLOGY\n\nFOR NEW PRIVATE HYDROELECTRIC GENERATION PLANTS\",\n\nISSUED THROUGH\nRESOLUTION RJD-152-2011 AND ITS\n\nMODIFICATIONS\nRJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016\n\nAND RE-025-JD-2021.\n\nFILE IRM-007-2023\n\nWHEREAS:\n\nI. That on October 18, 1990, Law No. 7200, or the \"Law Authorizing Autonomous or Parallel Electric Generation,\" was published in La Gaceta No. 197, which was amended by Law No. 7508 published in La Gaceta No. 104 on May 31, 1995, declaring 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, that establish limited-capacity power plants to exploit small-scale hydraulic potential and non-conventional energy sources, to be of public interest. This Law empowers Aresep to set the respective energy purchase and sale tariffs.\n\nII. That on August 10, 2011, the Board of Directors of the Public Services Regulatory Authority (Aresep), through resolution RJD-152-2011, approved the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" published in La Gaceta No. 68 on September 1, 2011, and modified through resolutions RJD-161-2011 of October 26, 2011, published in La Gaceta No. 230 on November 30, 2011, RJD-013-2012 of February 29, 2012, published in La Gaceta No. 74 on April 17, 2012, RJD-027-2014 of March 20, 2014, published in Digital Supplement No. 10 to La Gaceta No. 65 on April 2, 2014, and RJD-017-2016 of February 8, 2016, published in Digital Supplement No. 17 to La Gaceta No. 31 on February 15, 2016.\n\nIII. That on September 28, 2021, the Board of Directors of Aresep, through resolution RE-0205-JD-2021, approved a partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" which was published in La Gaceta No. 196 on October 12, 2021.\n\nIV. That on October 15, 2021, the Costa Rican Electricity Institute (ICE) filed an ordinary motion for reversal or reconsideration against resolution RE-0205-JD-2021 of September 28, 2021, regarding the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants.\" (File PIRM-008-2023, folios 46 to 58)\n\nV. That on October 18, 2021, the Secretariat of the Board of Directors (SJD), via memorandum ME-0234-SJD-2021, referred the ordinary motion for reversal or reconsideration filed by ICE against resolution RE-0205-JD-2021 to the General Directorate of Legal and Regulatory Advisory (DGAJR) for analysis. (File PIRM-008-2023, folio 59)\n\nVI. That on December 7, 2022, the DGAJR, via official communication OF-0927-DGAJR-2022, issued a legal opinion on the ordinary motion for reversal or reconsideration filed by ICE against resolution RE-0205-JD-2021 of September 28, 2021. (File PIRM-008-2023, folios 60 to 90)\n\nVII. That on May 4, 2023, the SJD, via official communication OF-0315-SJD-2023, referred to the CDR agreement 13-30-2023, from the minutes of extraordinary session 30-2023, held on April 13, 2023, and ratified on April 26, 2023, for an assessment of the points raised by the appellant regarding the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages established in RE-0205-JD-2021. (File PIRM-008-2023, folios 91 to 103)\n\nVIII. That on June 30, 2023, the CDR, via official communication OF-0216-CDR-2023, in compliance with agreement 13-30-2023, submitted to the Board of Directors of Aresep the analysis and assessment of the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages established in RE-0205-JD-2021, along with a recommendation on the matter. (File PIRM-008-2023, folios 104 to 114)\n\nIX. That on July 11, 2023, the Board of Directors of Aresep, through agreement 06-56-2023, of ordinary session 56-2023, ratified on July 19, 2023, agreed: \"I. To consider fulfilled the Board of Directors agreement 13-30-2023, from the minutes of extraordinary session 30-2023, held on April 13, 2023, and ratified on April 26, 2023, which requested referring to the Regulatory Development Center for an assessment of the points raised by the appellant regarding the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages established in RE-0205-JD-2021. II. To instruct the General Directorate of the Regulatory Development Center to initiate the review process of the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,' issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, regarding the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages for obtaining the investment amount, and to submit a proposal to the Board of Directors within three months.\"\n\nX. That on July 20, 2023, the SJD, via official communication OF-0564-SJD-2023, notified the CDR of agreement 06-56-2023, with the objective of initiating the review process of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, regarding the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages for obtaining the investment amount, and to submit a proposal to the Board of Directors of Aresep within three months. (File PIRM-008-2023, folios 115 to 120)\n\nXI. That on July 21, 2023, the Regulador General, via official communication OF-0949-RG-2023, requested that the CDR address point 2 of Board of Directors agreement 06-56-2023 and submit what was required in said agreement by no later than October 12, 2023. (File PIRM-008-2023, folio 121)\n\nXII. That on August 28, 2023, the CDR, via official communication OF-0275-CDR-2023, requested the Department of Document Management (DGD) to open a file for processing the modification of the indicated methodology, assigning file number PIRM-008-2023. (Folios 1 and 2)\n\nXIII. That on September 8, 2023, the Director General of the CDR, via official communication OF-0294-CDR-2023, submitted to the Regulador General, based on the recommendation of the Task Force, a request for authorization to dispense with stage \"7.1 Conceptual Proposal\" of \"DR-PO-03: Procedure for developing and modifying tariff methodologies and technical regulations\" regarding the processing of the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021; processed under file PIRM-008-2023. (Folios 3 and 4)\n\nXIV. That on September 18, 2023, the Regulador General, through resolution RE-0445-RG-2023, ordered: \"To dispense with, in accordance with the provisions of Procedure 'DR-PO-03, Procedure for developing and modifying tariff methodologies and technical regulations' and for reasons of convenience and timeliness, the activities of stage 7.1, within the development procedure of the proposal for the modification of the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,' approved through resolutions RJD-152-2011, RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021; in order to continue with stage 7.2 and subsequent stages of said procedure.\" (Folios 10 to 19)\n\nXV. That on September 27, 2023, the CDR, via official communication OF-0316-CDR-2023, forwarded the preliminary report IN-0056-CDR-2023 on the proposal for the partial modification of the aforementioned tariff methodology to the Energy Intendancy (IE), the General Directorate of User Assistance (DGAU), and the User Counselor. (File PIRM-008-2023, folios 122 and 123)\n\nXVI. That on October 5, 2023, the DGAU and the User Counselor, via official communication OF-1958-DGAU-2023, submitted their observations on the proposal for the modification of the aforementioned tariff methodology. (File PIRM-008-2023, folios 160 to 169)\n\nXVII. That on October 5, 2023, the IE, via official communication OF-1010-IE-2023, submitted its observations on the proposal for the modification of the aforementioned tariff methodology to the CDR. (File PIRM-008-2023, folio 214)\n\nXVIII. That on October 12, 2023, the CDR, via OF-0335-CDR-2023, submitted to the Regulador General, in his capacity as president of the Board of Directors of Aresep, the technical report IN-0060-CDR-2023, containing the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, for its assessment. (Folios 80 and 81)\n\nXIX. That on October 12, 2023, the SJD, via memorandum ME-0169-SJD-2023, forwarded to the DGAJR the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, for the preparation of the corresponding resolution. (Folio 82)\n\nXX. That on October 19, 2023, the DGAJR, via official communication OF-0660-DGAJR-2023, submitted to the SJD the resolution proposal for the respective call for a public hearing, regarding the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, as required via memorandum ME-0169-SJD-2023. (Folios 83 and 84)\n\nXXI. That on November 8, 2023, the Board of Directors of Aresep, through agreement 04-90-2023, from the minutes of extraordinary session 90-2023, held on November 2, 2023, and ratified on November 7, 2023, agreed, among other things, \"II. To order the Administration to submit the proposal for the partial modification of the tariff methodology applicable to private hydroelectric energy generators with new generation plants approved through the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,' issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, to the public hearing procedure, solely with regard to the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages for obtaining the investment amount, in accordance with the provisions of article 36 subsection d) of Law 7593 (.).\" (Folios 3 to 44)\n\nXXII. That on November 22, 2023, the official newspaper La Gaceta No. 217 and the nationally circulated media La Extra and La Teja published the call for a virtual public hearing to hear the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, scheduled for January 8, 2024, at 5:15 p.m., via the Zoom platform. (Folios 96 to 99)\n\nXXIII. That on January 8, 2024, in accordance with minutes AC-0024-DGAU-2024 of January 11, 2024, issued by the DGAU, the virtual public hearing was held. (Folio 104)\n\nXXIV. That on January 11, 2024, the DGAU, through report IN-0012-DGAU-2024, issued the \"Report of Oppositions and Co-adjuvancies\" in which it reported that \"in accordance with the provisions of Law 7593, article 36, and Decree 29732-MP, articles 50 to 56, no position was received.\" (Folio 103)\n\nXXV. That on January 17, 2024, the CDR, through report IN-0003-CDR-2024, issued the \"Post-hearing technical report on the proposal for the partial modification of the Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021. (Folios 106 to 141)\n\nXXVI. That on January 22, 2024, the CDR, via official communication OF-0011-CDR-2024, submitted to the Regulador General, in his capacity as president of the Board of Directors of Aresep, the technical report IN-0003-CDR-2024, corresponding to the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021. (Folios 142 to 143)\n\nXXVII. That on January 22, 2024, the SJD, via memorandum ME-0005-SJD-2024, forwarded to the DGAJR the technical report corresponding to the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, issued by the CDR, for the respective post-public hearing analysis and preparation of the corresponding resolution proposal. (Folio 144)\n\nXXVIII. That on January 30, 2024, the DGAJR, via official communication OF-0050-DGAJR-2024, issued the \"Post-public hearing analysis of the proposal for the partial modification of the 'Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,' issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021\" and prepared the respective resolution proposal. (Folios 145 to 154)\n\nXXIX. That all useful and necessary steps for the issuance of this resolution have been carried out.\n\nCONSIDERING:\n\nI. That Law 7593, in its article 5 subsection a), provides that Aresep is the competent entity to set the prices and tariffs of public services, in accordance with the methodologies that it itself determines, and must ensure compliance with the standards of quality, quantity, reliability, continuity, timeliness, and optimal provision of such public services, among which is the supply of electric energy in the stages of generation, transmission, distribution, and commercialization.\n\nII. That in accordance with article 45 of Law 7593 and article 6, subsection 16) of the \"Internal Regulation of Organization and Functions of the Public Services Regulatory Authority and its Deconcentrated Body\" (RIOF), it is the responsibility of the Board of Directors of Aresep to issue and modify the regulatory methodologies applied in the various regulated sectors under its competence; complying with the public hearing procedure established in article 36 of Law 7593.\n\nIII. That the Board of Directors of Aresep, through agreement 06-56-2023, of ordinary session 56-2023, held on July 11, 2023, and ratified on July 19, 2023, requested the CDR to review the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants,\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021, regarding the procedure for updating operating costs (costos de explotación) and the use of averages for obtaining the investment amount. Regarding the update of operating costs (costos de explotación), it was noted that the lack of explicit detail in the current methodology has raised questions regarding the use of the price index that should be used to carry out this update. An intervention by an appellant highlighted this concern, arguing that the methodology does not specify which index should be used, particularly when these updates are carried out at times other than the reference date of the accounting data. Regarding the use of averages in calculating the average investment amount, ICE has indicated that the current method, which averages the average values of groups of plants, can induce significant distortions in the results due to differences in the number of plants included in each group. Furthermore, said Institute argued that the methodology does not establish whether a simple or weighted average should be used. In this case, it is recommended to eliminate the formation of plant groups, since the methodological approach is to determine a tariff for new hydroelectric plants (regardless of their installed capacity) and for this, the available data on investment costs of plants with installed capacities equal to or less than 20 MW will be used, for which reason a simple average is statistically recommended. The intention is to ensure that tariffs can be calculated more accurately and in accordance with the best applicable statistical technique, thereby promoting transparency and regulatory improvement in the regulated sector. This process seeks to guarantee solid and precise regulation that benefits all actors involved in the hydroelectric industry.\n\nIV. That from report IN-0003-CDR-2024, of January 17, 2024, which serves as the basis for this resolution, the legal framework supporting the proposal for the partial modification of the \"Reference tariff methodology for new private hydroelectric generation plants\" issued through resolution RJD-152-2011 and its modifications RJD-161-2011, RJD-013-2012, RJD-027-2014, RJD-017-2016, and RE-0205-JD-2021 is extracted, which indicates:\n\n\"(...)\n\nIV.\nLEGAL FRAMEWORK\n\n4.1.\nOn the competence of the Public Services Regulatory Authority to establish tariff methodologies.\n\nAresep is an autonomous institution with its own legal personality and assets, which exercises the regulation of public services established in Law No. 7593, or those services defined as such by the legislator (articles 188 and 189 of the Political Constitution and article 1 of Law No. 7593).\n\nIn the same sense, subsection 3.a) of Law No. 7593 defines a public service as one that, due to its importance for the sustainable development of the country, is classified as such by the Legislative Assembly, with the purpose of subjecting it to the regulations of said law.\n\nArticle 4 of that same Law provides as fundamental objectives of Aresep, among others: \"c) To ensure that public services are provided in accordance with the provisions of subsection b) of article 3 of this law; d) To formulate and ensure compliance with quality requirements (...) and (...) f) To exercise, as provided in this law, the regulation of public services.\"\n\nThis 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.\n\nThis, 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.\n\nNow, 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.\n\nAlong 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.\n\nThese 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:\n\n\"Article 32.-Technical and tariff monitoring regarding the conditions of service provision.\n\nThe 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:\n\na. The information requested from regulated companies, according to article 24 of Law No. 7593.\n\nb. Compliance with current regulations.\n\nc. The tariff provisions provided in the resolutions issued by the Regulatory Body.\n\nd. The subscriber service indicators prepared by the company itself and those that the Regulatory Body establishes as mandatory.\n\ne. Any other information that, in the opinion of the Regulatory Authority, is necessary to fulfill its functions.\"\n\n\"Article 34.-Issuance of technical and economic standards.\n\nThe 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.\"\n\n\"Article 41.-Responsibility of the Regulatory Authority.\n\nAs part of the responsibilities and powers assigned to the Regulatory Authority by Law No. 7593, it shall be responsible for:\n\na. Promulgating the technical and economic standards for the proper provision of the service.\n\nb. Evaluating, regulating, and supervising the application and compliance with the standards of this regulation and the corresponding standards.\n\nc. Applying the sanctions stipulated in Law No. 7593 and its Regulation.\"\n\n\"Article 42.-Sanctions.\nThe 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.\"\n\nFor 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.\"\n\nThe 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.\n\nAlong 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.\n\nFor 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).\n\nLikewise, 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.\n\nSimilarly, 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.\n\nFor 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.\"\n\nFrom 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).\n\nIn 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.\"\n\nIn 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.\n\nIn 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).\n\nIn this regard, the First Chamber has recognized that discretion of Aresep in establishing methodologies, stating:\n\n\"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).\"\n\nIn this same vein, this same Chamber has indicated that:\n\n\"(...) 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.\n\n(...)\" . Resolution No. 00557-F-2007 of August 10, 2007, of the First Chamber of the Supreme Court of Justice.\n\nFinally, 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:\n\n\"(...) 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.\"\n\n\"(...) 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).\n\nIn 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.\n\nAs 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).\n\n4.2. On the regulation of the electricity supply service in Costa Rica as a public service.\n\nRegarding 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.\n\n(*)(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)\")\n\nOn 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.\n\nAdded 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.\n\nThese 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.\n\nThe 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.\n\nNow 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:\n\n\"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.\n\nIts 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.\n\nArticle 2. Purpose. 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.\"\n\nThrough 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.\n\nNote 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.\n\nAnd 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.\n\nIn 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:\n\n\"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 (...).\n\n\"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.\"\n\nThe 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).\n\nNow, 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.\n\nIn 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:\n\n\"(...) 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 (...)\".\n\n4.3. On the regulation of private generation\n\nThe 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.\n\nFurthermore, 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:\n\nARTICLE 3.- Public interest.\n\nThe 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.\n\nARTICLE 14.- The tariffs for the purchase of electrical energy by the Costa Rican Electricity Institute require the express and prior setting by the National Electricity Service1, which, before issuing the final resolution, shall request the opinion of the affected concessionaires.\"\n\n1 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\".\n\nFor 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:\n\n\"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. (.)\"\n\nAdditionally, this Decree establishes in its article 20 the following regarding tariffs and purchase prices:\n\n\"(...) 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.\n(.)\n\nThe 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).\n\nThese 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:\n\n\"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.\n\nArticle 23.-Application. Tariff setting petitions must conform to Law No. 7593, its Regulation, and this Regulation.\"\n\nThe 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.\n\n4.4. On the regulatory policy of ARESEP\n\nOn 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.\"\n\nThis 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.\n\nIn turn, the Policy is based on 6 pillars related to:\n\n1. Regulation with a rights-based approach\n\n2. Regulation for the quality of public services\n\n3. Regulation that promotes efficiency\n\n4. Regulation with purpose\n\n5. Regulation committed to sustainable development\n\n6. Independent regulation coordinated with its environment\n\nThese 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:\n\nGeneral objective:\n\nStrategically 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.\n\nSpecific objectives:\n\nObjective 1.\nStrengthen 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.\n\nObjective 2.\nEstablish 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.\n\nObjective 3.\nDevelop 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.\n\nObjective 4.\nImplement 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.\n\nObjective 5.\nContribute 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.\n\nObjective 6.\nStrengthen 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.\n\nFor 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:\n\nStrategy 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.\n\nStrategy 3.2. Develop regulation within the framework of a concept of service at efficient industry cost.\n\nStrategy 3.4. Develop flexible regulation that facilitates the incorporation of changing societal needs and force majeure events.\n\nStrategy 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.\n\nStrategy 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.\n\nStrategy 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.\n\nStrategy 6.1. Provide legal certainty to different types of users, verifying in each regulatory instrument the strict adherence to the current legal framework.\n\nIn 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.\n\n(.)\"\n\nV. 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:\n\n\"(...)\n\nV. GENERAL CHARACTERISTICS OF THE PUBLIC SERVICE OF ELECTRICAL ENERGY GENERATION\n\n5.1. Current situation of the regulated service\n\nElectrical 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.\n\nThe main electrical energy generators in Costa Rica are:\n\n. 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.\n\n. 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.\n\n. Administrative Board of the Municipal Electrical Service of Cartago (JASEC): A municipal institution, generates small amounts of electricity in its own hydroelectric plants.\n\n. Public Services Company of Heredia S.A. (ESPH): A municipal company, has several hydroelectric projects for electrical energy generation.\n\n. 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.\n\n. 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.\n\n2 English acronym for \"Build, Operate and Transfer\".\n\nWhen 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.\n\nGraph 1. Percentage of electrical energy generation by company, 2022\n\n \n \n\nIn 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.\n\n3 Annual report on generation and demand from the Electrical System Operation and Control Division, 2022\n\nThe 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.\n\nTable 1. Volume of electrical energy generation by company and generation source for years 2021 and 2022\n\nIn 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%.\n\nHowever, 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.\n\nTable 2. Electric power generation by source type, 2012-2022\n\n \n\nAs seen in the following graph, energy generated from hydroelectric sources is of the greatest importance nationally:\n\nGraph 2. Distribution of electric power generation by source type, 2022\n\n \n\nIn 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.\n\nGraph 3. Distribution of installed capacity by company, 2022\n\n \n\nIt 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.\n\nTable 3. Nameplate installed capacity (capacidad instalada en placa) and contracted capacity of private generators (Law No. 7200, Chapter I) by source type, 2022\n\nVI. JUSTIFICATION FOR THE PROPOSED CHANGES\n\nThe 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:\n\n- 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.\n\n- 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.\n\n- 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.\n\nIn 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.\n\n(...)\"\n\nVI. 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.\n\nVII. 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.\n\nTHEREFORE:\n\nBased 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:\n\nTHE BOARD OF DIRECTORS\n\nOF THE PUBLIC SERVICES REGULATORY AUTHORITY\n\nRESOLVES:\n\nI. 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:\n\n\"(.)\n\na. In the \"Alcance\" section, partially modify the text so that the following content is added and reads as follows:\n\nAlcance\n\n(...)\n\nInformation source\n\nThe 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.\n\nThis 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.\n\nThe 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.\n\nAdditional considerations\n\nIn 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.\n\nWhen 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.\n\nb. In the \"Costos de explotación (CE)\" section, modify the text of the last paragraph so that it reads as follows:\n\nOperating costs (Costos de explotación, CE)\n\n(...)\n\nThis 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).\n\nc. 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:\n\nUnit investment amount (Monto de la inversión unitaria, M)\n\n(...)\n\nFrom 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:\n\na) Calculate the investment per kW installed for each plant (US$/KW).\n\nb) Obtain the simple average of the investment cost per kW installed for the plants used in the calculation.\n\nd. Add the \"Transitorio\" section, so that it reads as follows:\n\nTRANSITORIO\n\nOnce 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.\n\n(...)\"\n\nII. 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.\n\nIII. 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.\n\nIV. 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.\n\nIn 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.\n\nIt takes effect upon its publication in the official gazette La Gaceta."
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