En este sentido, resalta que ha faltado mayor eficacia al Estado en el desarrollo de políticas públicas que incentiven un nivel de optimización congruente con un sistema eléctrico tan avanzado como el costarricense en cuanto al uso de energías renovables, confiabilidad y calidad de la energía eléctrica. Esto es así, si se considera que el paso siguiente consiste en el uso de mecanismos que permitan reducir el costo del servicio eléctrico, manteniendo las bondades del sistema antes mencionadas,  la correcta asignación de los costos en las tarifas de uso de la red para la generación distribuida, de acuerdo con los diferentes usos y requerimientos que tienen los usuarios del servicio eléctrico.	Indica la CGR que para ello, se analizó el proceso de formulación de los instrumentos de planificación y el marco jurídico, atinentes a la actividad del sector eléctrico, que contribuyen al cumplimiento de dichos compromisos. El periodo de análisis comprendió del 25 de setiembre de 2015 al 31 de diciembre de 2018.	Explica que ello  es relevante, pues los proyectos de generación eléctrica representan costos de inversión y operación, así como impactos sociales y ambientales, incluso en el caso de las energías renovables; por lo que es indispensable optimizar la planificación y operación de la matriz eléctrica para minimizar los impactos asociados y el costo de la electricidad.	Según el estudio, la política pública del sector eléctrico de Costa Rica presenta oportunidades de mejora en cuanto a la optimización de la generación con fuentes renovables. Este tipo de generación supera el 98% desde 2015, por lo cual los desafíos que enfrenta el sector eléctrico se relacionan con la eficiencia en el uso de los recursos (tecnológicos, financieros y humanos) para la producción de electricidad.	Así, las Contribuciones Nacionalmente Determinadas de Costa Rica, que consignan los esfuerzos para reducir emisiones de gases de efecto invernadero, conforme a los compromisos asumidos en el Acuerdo de París, establecen la aspiración de alcanzar y mantener una generación eléctrica 100% renovable al 2030, sin fundamentar esta meta en un estudio que la determinara como óptima y alcanzable.	Además, se determinó que el país no cuenta con un parámetro con el cual se compare el avance en el cumplimiento de la meta 7.2 del ODS 7, Energía asequible y no contaminante; la cual refiere a aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas.	Así, en 1949 la Ley n.o 449 otorgó al ICE las competencias de satisfacer la demanda eléctrica del país, desarrollar las fuentes de energía y unificar los esfuerzos en estas labores. En razón de lo anterior, el Instituto se establece como el principal actor en los procesos de generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, así como en la planificación y operación del SEN.	Posteriormente, en 1990 se emitió la Ley n.o 7200, que introdujo al modelo actores privados que participan en la generación, con lo cual se otorga al ICE la facultad de contratar la compra de energía a privados y de supervisar el estado de las plantas operadas por éstos; y a la ARESEP de efectuar la fijación tarifaria para la compra de energía a estos actores y el otorgar concesiones para la explotación de plantas eléctricas privadas.	Además, en 2003 se promulgó la Ley n.o 8345, que autorizó a las cooperativas de electrificación rural a generar electricidad en su área de concesión. También, esta ley faculta a estas cooperativas y a las empresas de servicios públicos municipales, a la venta de energía al ICE y entre ellas mismas.	Así, las empresas distribuidoras asumen la función de almacenar en la red de distribución la energía generada por el productor-consumidor y entregársela posteriormente; así como de resguardar la confiabilidad y seguridad operativa de la red de distribución, y la continuidad y calidad del suministro eléctrico, ante la incorporación de la generación distribuida.	Como resultado de estas modificaciones, la planificación y operación del Servicio Eléctrico Nacional (SEN), que efectúan la Dirección de Planificación y Desarrollo Eléctrico y el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), respectivamente, perdieron independencia, pues están a cargo del ICE bajo el mando de la misma unidad administrativa a cargo de la generación, distribución y comercialización de energía.	Así, no existen tarifas para la compra y venta de los servicios auxiliares necesarios para la operación confiable y con calidad de los sistemas eléctricos, como es el balance generación-demanda. Tampoco se cuenta con tarifas que incorporen apropiadamente los costos fijos y variables de uso de la red para la generación distribuida.	El aumento de la generación distribuida sin una adaptación de la estrategia de negocio de lasempresas distribuidoras, ante la disminución en la venta de energía, así como del modelo tarifario, originaría que los costos de inversión, operación y mantenimiento de las redes de distribución de esas empresas, recaigan sobre los clientes que no cuentan con generación propia.	Se dispone a las autoridades del sector eléctrico establecer con base en un estudio técnico, elparámetro para analizar el resultado del indicador de participación de energía renovable en elconsumo final de energía, de la meta 7.2 del ODS 7; elaborar un estudio que respalde la meta para el sector eléctrico contenida en las Contribuciones Nacionalmente Determinadas, como óptima y alcanzable, así como establecer su indicador y parámetro.	También, elaborar los indicadores que permitan analizar los efectos en el SEN del cumplimiento de las metas del Plan Nacional de Energía, resolver acerca de la reubicación administrativa del CENCE solicitada por el Ministro Rector del Subsector Energía y desarrollar una solución integral que asegure la correcta asignación de los costos en las tarifas de uso de la red para la generación distribuida, de acuerdo con los diferentes usos y requerimientos que tienen los usuarios del servicio eléctrico.